eni S.p.A. Descrizione del progetto exploration ... · in caso di sversamenti accidentali di fluidi...

Descrizione del progetto

Bianca & Luisella

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exploration & production Division

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Figura 24: schema esemplificativo di string di completamento (singolo e doppio

completamento)

Lungo la string di completamento viene installata una valvola di sicurezza del tipo SCSSV (“Surface Controlled Subsurface Safety Valve”) che opera automaticamente la chiusura della string di produzione in caso di possibili emergenze operative (ad es. la rottura della testa pozzo). Contestualmente alle operazioni di completamento dei pozzi, vengono anche eseguite le operazioni per la discesa del completamento in “Sand Control” utilizzando una delle numerose tecniche disponibili, sia in foro scoperto, sia in foro tubato. Tale tipologia di completamento ha lo scopo di prevenire l’ingresso di sabbia nel pozzo e ridurre o limitare fenomeni di erosione sulle apparecchiature di fondo foro e sulle attrezzature di superficie.

Nel caso particolare del Progetto “Bianca & Luisella”, le tecniche di “Sand Control” previste sono quelle in foro tubato (Inside Casing Gravel Pack). Le tipologie di “Sand Control” da adottare vengono scelte di volta in volta sulla base delle caratteristiche della formazione, distanza dalla tavola d’acqua, numero di livelli produttivi presenti, distanza tra gli stessi, presenza di livelli di argille o strati impermeabili.

3.7.2 Principali attrezzature di completamento

Di seguito vengono brevemente descritte le principali attrezzature di completamento:


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String di Completamento

• Tubing: tubi generalmente di piccolo diametro (4 1/2" - 2 1/16") ma di elevata resistenza alla pressione, vengono avvitati uno sull'altro in successione a seconda della profondità del pozzo, in modo tale da garantire la tenuta metallica per tutta la lunghezza della string.

• Packer: attrezzo metallico dotato di guarnizioni di gomma per la tenuta ermetica e di cunei di acciaio per il bloccaggio meccanico contro le pareti della colonna di produzione. Lo scopo dei packer è quello di isolare idraulicamente dal resto della colonna la sezione in comunicazione con le zone produttive, che per ragioni di sicurezza viene mantenuta piena di fluido di completamento. Il numero dei packer nella batteria dipende dal numero dei livelli produttivi del pozzo.

• Safety Valves: valvole di sicurezza installate nella batteria di tubing per chiudere automaticamente l’interno del tubing in caso di rottura della testa pozzo, bloccando il flusso di idrocarburi verso la superficie. Per pozzi gas o ad erogazione spontanea eni e&p utilizza valvole di sicurezza del tipo SCSSV (“Surface Controlled Subsurface Safety Valve”), installate nella batteria di tubing al di sotto del fondo marino. La chiusura della SCSSV può essere sia automatica, nel caso di rottura sulla testa pozzo o di perdita di pressione nella tubing string, sia manuale, tramite un comando inviato attraverso una linea idraulica detta “control line”.

Sistema Testa Pozzo di Completamento – Croce di Produzione

Sopra i primi elementi della testa pozzo, installati per l’aggancio e l’inflangiatura delle varie colonne di rivestimento durante le fasi di perforazione, vengono inseriti altri elementi che costituiscono la testa pozzo di completamento. Essi servono a sospendere la batteria di tubings e dotare la testa pozzo di un adeguato numero di valvole di superficie per il controllo della produzione. Le parti fondamentali della testa pozzo di completamento sono:

• Tubing Spool: è un rocchetto che nella parte inferiore alloggia gli elementi di tenuta della colonna di produzione e nella parte superiore porta la sede per l’alloggio del blocco di ferro con guarnizioni, chiamato “tubing hanger”, che sorregge la batteria di completamento;

• Croce di Erogazione (Christmas Tree): è così definita l’insieme delle valvole (sia manuali che idrauliche comandate a distanza) per intercettare e controllare il flusso di erogazione in superficie e garantire che gli interventi di pozzo si svolgano in sicurezza (ad es. apertura e chiusura della colonna di produzione per l’introduzione di nuove sezioni nella batteria di completamento o altre operazioni che sono indispensabili durante la vita produttiva del giacimento)


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Figura 25: schema esemplificativo di Christmas Tree

3.8 Misure di Attenuazione di Impatto

Nei paragrafi successivi vengono illustrate le principali misure antinquinamento normalmente adottate nella fase di perforazione e le principali tecniche di monitoraggio dei parametri ambientali.

3.8.1 Gestione dei Detriti Perforati e del Fango di Perforazione

Sebbene il D.M.A. 28 Luglio 1994, "Determinazione delle attività istruttorie per il rilascio dell'autorizzazione allo scarico in mare di materiali derivati da attività di prospezione, ricerca e coltivazione di giacimenti di idrocarburi liquidi e gassosi", offra la possibilità di effettuare, dietro richiesta di autorizzazione alle autorità competenti, lo scarico in mare dei detriti perforati e del fango di perforazione a base d’acqua, ENI Divisione E&P, nell'ottica di ridurre il più possibile l'impatto ambientale derivante dalle attività di perforazione, non effettua alcuno scarico a mare di questo tipo di rifiuti.

Inoltre, sempre con l'intento di minimizzare gli impatti derivanti dalle attività di perforazione sulle varie componenti ambientali, vengono adottate durante tutte le fasi operative una serie di misure antinquinamento preventive in accordo a precise specifiche tecniche stabilite da ENI Divisione E&P.


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Le suddette specifiche richiedono impianti "impermeabilizzati", in grado cioè di impedire qualsiasi tipo di sversamento accidentale in mare di acque piovane, fango di perforazione, oli di sentina.

Tutti i piani di lavoro (piano sonda, main deck, cantilever deck, B.O.P deck, elideck) sono a tenuta e provvisti di mastra. Inoltre lungo tutto il perimetro della piattaforma sono presenti pozzetti di drenaggio per raccogliere le acque piovane, quelle di lavaggio impianto ed eventuali sversamenti di fango. Questi fluidi vengono convogliati in apposite vasche da 3 m3 e trasferiti tramite pompe di raccolta ad una vasca da 50 m3 alloggiata sul main deck.

Il contenuto della vasca viene periodicamente trasferito per mezzo di pompe sulle cisterne della nave appoggio (supply-vessel) che staziona nelle immediate vicinanze della piattaforma, per essere trasportato a terra per il trattamento e lo smaltimento in idonei recapiti.

I detriti perforati sono anch'essi temporaneamente raccolti in appositi cassonetti e trasferiti a terra tramite la nave appoggio per il successivo smaltimento.

3.8.2 Trattamento dei Liquami Civili e delle Acque Oleose

I liquami civili (scarichi w.c., lavandini, docce, cambusa) vengono trattati per mezzo di impianti omologati prima di essere scaricati in mare. Nella sala macchine la zona pompe e quella motori, poste al di sotto del main deck, sono anch'esse dotate di mastra, fornite di sentina per la raccolta di liquidi oleosi, inclusi quelli raccolti da tutte le zone suscettibili di sversamenti di oli lubrificanti. I liquidi raccolti tramite pompa di rilancio sono inviati ad un impianto separatore olio-acqua. L'acqua separata viene inviata nella vasca di raccolta dei rifiuti liquidi, mentre l'olio è stoccato in appositi fusti in attesa di essere trasportato a terra per lo smaltimento.

3.8.3 Misure in Caso di Sversamenti Accidentali

L'impianto di perforazione è assistito 24 ore su 24 da una nave appoggio che oltre che fungere da deposito temporaneo per i materiali necessari alla perforazione e dei reflui prodotti è dotata di 10 fusti di disperdente ed attrezzata con appositi bracci per il suo eventuale impiego in mare in caso di sversamenti accidentali di fluidi oleosi. A terra inoltre, presso il Distretto operativo, conformemente a quanto stabilito dal "Piano di Emergenza Ambientale Offshore" eni S.p.A. Divisione E&P, è stoccata l'attrezzatura necessaria ad intervenire in caso di sversamento accidentale di inquinanti in mare.

In particolare, l’attrezzatura disponibile consiste in:

• 500 m di panne galleggianti antinquinamento;

• No. 2 recuperatori meccanici (“skimmer”) per il recupero dell'olio galleggiante sulla superficie dell'acqua;

• No. 200 fusti di disperdente chimico;

• materiale oleoassorbente (sorbent booms, sorbent blanket, etc).

3.9 Fase di Perforazione - Stima delle interferenze sull’ambiente

I rifiuti prodotti in piattaforma, di qualsiasi natura essi siano e qualunque sia il sistema di smaltimento adottato, seppur temporaneamente, sono raccolti in adeguate strutture di contenimento per poi essere riutilizzati, come nel caso dei fanghi di perforazione, o smaltiti in


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idoneo recapito finale. Per quanto riguarda le emissioni in atmosfera e la produzione di rumore, queste sono principalmente riconducibili al funzionamento dei generatori e degli organi meccanici in movimento.

3.9.1 Tipologia e Quantità Rifiuti Prodotti

I rifiuti prodotti durante la fase di perforazione dei pozzi sono generalmente costituiti da:

• rifiuti solidi assimilabili agli urbani (lattine, cartoni, legno, stracci etc.);

• rifiuti solidi derivanti da attività di perforazione (detriti intrisi di fluido di perforazione);

• rifiuti liquidi (fanghi di perforazione esausti, acque di lavaggio)

Sulla base di progetti analoghi a quello proposto, nella successiva Tabella 3-15 si riporta una stima delle quantità di rifiuti che saranno prodotti per singolo pozzo perforato.

Tabella 3-15: stima della tipologia e della quantità di rifiuti prodotti per singolo pozzo

perforato

Tipologia di rifiuti Quantità

Rifiuti solidi assimilabili agli urbani 300 mc

Rifiuti solidi derivanti da attività di perforazione 400 mc

Rifiuti liquidi (fangosi ed acquosi) 1.400 mc

Tabella 16: Tipologia e Stima dei Rifiuti Prodotti

3.9.2 Emissione di Inquinanti in Atmosfera

La principale fonte di emissione in atmosfera è rappresentata dallo scarico di gas inquinanti da parte dei gruppi motore che azionano i gruppi elettrogeni.

Sull’impianto di perforazione è infatti installato un impianto di produzione di energia elettrica con generatori diesel. Durante il normale funzionamento, tutti i generatori presenti vengono utilizzati per la produzione dell'energia elettrica necessaria al funzionamento dell’impianto. E’ presente un generatore di emergenza che entra automaticamente in funzione in caso di disfunzione del circuito principale. Vengono in seguito riportate le caratteristiche dei generatori di potenza installati sul “Jack-Up” modello “GSF Key Manhattan”:

Motori principali: n. 3 EMD, modello 16-645-E8, potenza di 2.200 hp ciascuno; Motore di emergenza: n.1 CATERPILLAR, modello 3412, potenza 346 kW, per il

quale non sono state rilevate le caratteristiche di emissione poiché usato solo in casi d’emergenza.


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Caratteristiche di emissione dei generatori di potenza del Jack-Up “GSF Key Manhattan”

Sorgente di

emissione

Altezza di emissione

Diametro camino uscita

fumi [m]

Temperatura di uscita fumi [°C]

Velocità di

uscita fumi

[m/s]

Portata fumi O2

tal quale

[Nm3/h]

Tenore

di O2 nei

fumi [%]

Concentrazioni normalizzate al tenore

di ossigeno di riferimento

[mg/Nm3 al 5% O2]

NOx CO Polveri SO2

EMD1 55 m 0,55 241 22,58 10139 17,72 2785 524 < 0,09 < 0,1

EMD2 50 m 0,55 206 22,28 10735 17,77 3530 396 < 0,08 7,5

EMD3 45 m 0,55 186 18,28 9193 17,42 3203 380 < 0,09 12,8

Tabella 17: Caratteristiche di Emissione dei Generatori di Potenza

3.9.3 Generazione di Rumore

Per quanto riguarda l’impianto di perforazione Key Manhattan eni e&p ha eseguito in luglio 2012 un’indagine acustica volta alla caratterizzazione di tutte le sorgenti sonore, comprensiva della valutazione del rumore emesso al perimetro dell’impianto.

I livelli di emissione sonora delle sorgenti sono stati ricavati da misure fonometriche effettuate in sito. In generale sono state effettuate misure di pressione sonora a 1 metro di distanza dalla sorgente oggetto di studio, ad altezza variabili sul piano di campagna (qualora la sorgente avesse uno sviluppo in altezza) o più in generale ad una distanza tale da non avere influenza da parte delle altre sorgenti eventualmente nei pressi.

Per il calcolo della potenza sonora delle sorgenti a partire dalla misura di pressione sonora effettuate è stato utilizzato un software di modellizzazione acustica (SoundPlan 7.0); ciascuna sorgente è stata inserita e schematizzata nel software caratterizzandola inizialmente con gli spettri misurati per poi sottoporla al procedimento di calibrazione inserendo all’interno del modello punti di convalida coincidenti con le postazioni effettivamente misurate in campo.

Il genere di rumore prodotto è del tipo a bassa frequenza; si riporta di seguito la tabella riportante i valori di pressione sonora misurati per ciascuna sorgente.


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SORGENTI CARATTERIZ

ZATE

DENOMINAZIONE

SORGENTI

(PUNTO A); Lq dB(A)

(PUNTO B); Lq dB(A)

(PUNTO C); Lq dB(A)

(PUNTO D); Lq dB(A)

S1/2 DERRICK (S1A) 84,5 (S2) 87,2

S3 MOTORE CHIAVE PTS (S3) 95,8

S4 COMPRESSORE ARIA DOGHOUSE (S4) 93,9

S5 BLOWER (S5) 87,4

S6 MOTORI RIGGING LOFT (S6) 97,7 (S6) 98,9 (S6) 96,1 (S6) 89,3

S7 VIBROVAGLI (S7) 91,5

S8 POMPA AUSILIARIA TRIP DANK (S8) 104,3

S9 SFIATO EF18 (S9) 92,6

S10 SFIATO SF9 (+SF10 + SF11) (S10) 85,8

S11 SFIATO ALLOGGI PRIMO PIANO (S 11) 79,9

S12 VENTILAZIONE TERZO LIVELLO (S12) 86,8

S13 SFIATO SF2 (+ SF1) (S13) 102,8 (S13) 103 (S13) 104,1

S14 SFIATO EF4 (+ EF3) (S14) 103,6 (S14) 102,9

S15 SFIATO EF6 (+ FS5) 95,7

S16 SFIATO EF8 (+SF9) 104,5

S17 SFIATO EF14 (+EF15) 92,5

Tabella 18: Pressione Sonora delle sorgenti misurate su impianto Key Manhattan

3.9.4 Detriti e Fluidi di Perforazione

Il fango di perforazione (o il fluido di completamento) rappresenta la principale fonte di produzione di rifiuti. Il suo volume tende ad aumentare proporzionalmente all'approfondimento del foro, a causa degli scarti dovuti al progressivo invecchiamento e alle continue diluizioni necessarie a contenere la quantità di detriti inglobati durante la perforazione o a preservarne le caratteristiche principali. E' possibile limitare i volumi di scarto con la separazione meccanica tra detriti perforati e fango, per mezzo di attrezzature di controllo dei solidi costituite da vibrovagli a cascata, mud cleaners e centrifughe.

Una volta trasportati a terra i rifiuti vengono trasferiti dalla nave appoggio ad appositi mezzi cassonati a tenuta stagna, per il conferimento ai siti di smaltimento/recupero autorizzati.


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3.9.5 Gestione dei Rifiuti

I fluidi di perforazione, i detriti perforati, le acque di lavaggio, gli oli ed i rifiuti solidi urbani e/o assimilabili vengono raccolti e trasferiti a terra per il successivo smaltimento. A bordo della piattaforma vengono effettuati solo trattamenti relativi ai residui alimentari, ai liquami civili (scarichi w.c., lavandini, docce, cambusa) mediante impianto dedicato omologato e ai liquidi di sentina.

In particolare, gli unici trattamenti effettuati a bordo sono limitati a:

• Residui Alimentari: vengono per la maggior parte raccolti ed inviati a terra tramite supply vessel, per poi essere smaltiti in idoneo recapito autorizzato come RSU. I restanti residui, originati ad esempio dalla lavorazione dei cibi, vengono triturati e scaricati in mare attraverso un setaccio le cui maglie hanno una luce di 25 mm, come stabilito dalle norme Internazionali "MARPOL (Marine Pollution)".

• Liquami Civili (scarichi w.c., lavandini, docce, cambusa): Le acque grigie (acque provenienti da lavandini, docce, cambusa) e le acque nere (scarichi w.c.) vengono trattate per mezzo di un impianto di depurazione omologato prima dello scarico in mare aperto. Lo scarico avviene in conformità a quanto stabilito dalle norme internazionali "MARPOL". Il sistema di trattamento delle acque grigie e nere è stato progettato per poter trattare un volume giornaliero pari a 28,4 mc/giorno, calcolato sulla presenza massima a bordo (110 persone), con un abbattimento degli inquinanti in grado di garantire allo scarico il rispetto dei requisiti della normativa internazionale, come da certificazione rilasciata all’impianto In realtà la presenza a bordo media varia a seconda delle operazioni e fluttua fra le 85 e le 101 unità per una produzione massima giornaliera calcolata in 21 mc/giorno, per cui il sistema è sovradimensionato.

• Liquidi di Sentina: sono costituiti da una miscela di olio ed acqua e vengono trattati in un separatore olio - acqua. L'olio viene filtrato e raccolto in un serbatoio per essere successivamente raccolto in fusti e trasferito a terra per essere smaltito al Consorzio Oli Esausti mentre l'acqua è inviata alla vasca di raccolta rifiuti liquidi (fango ed acque piovane e/o di lavaggio) e quindi smaltita a terra da smaltitore autorizzato e certificato.


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Figura 26: Schema Impianto Trattamento Liquami Civili

Figura 27: Separatore Liquidi di Sentina

3.10 Mezzi Navali di Supporto alle Operazioni

Durante le attività di perforazione una serie di mezzi navali ed aerei svolgerà attività di supporto per il trasporto di componenti impiantistiche, l’approvvigionamento di materie prime, lo smaltimento di rifiuti, il trasporto di personale oltre ad attività di controllo.

A tale scopo, durante il periodo di svolgimento delle attività, nelle acque limitrofe all’area delle operazioni e lungo i corridoi di navigazione che portano alle rispettive coste italiane e croate, saranno presenti una serie di mezzi, elencati nel seguito: • Mezzi Navali di Supporto (Supply Vessels):

- Tonnellaggio: 1200 tonnellate,

- Caratteristiche Motore: motore diesel di 6000 BHP,

- Numero: 2 mezzi operanti 24 ore su 24 per il trasporto di materiali (andata) e rifiuti (ritorno),

- No. viaggi/mese da/per Ravenna: 25.

• Navi Passeggeri (Crew Boat):

- Tonnellaggio: 150 tonnellate,

- Caratteristiche Motore: motore diesel di 2200 BHP,

- Ore di Viaggio/mese da Ravenna: No. 20.

• Elicotteri:

- Ore Viaggi/mese da Ravenna: No. 20


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L’utilizzo di crew boats ed elicotteri sarà limitato al trasporto del personale e di materiali di piccole dimensioni, non per il trasporto di rifiuti.


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3.11 Tempi di Realizzazione

Nella seguente tabella seguente sono indicati i tempi complessivi previsti per la perforazione ed il completamento di tutti i pozzi previsti per la piattaforma.

POZZI

Perforazione e

Completamento

(giorni)

BIANCA 3 DIR 68

BIANCA 4 DIR 64

BIANCA 5 DIR 69

LUISELLA 2 DIR 68

LUISELLA 3 DIR 63

LUISELLA 4 DIR 72

LUISELLA 5 DIR 64

LUISELLA 6 DIR 73

Mob+Demob 11

TOTALE 552

Tabella 19: - Stima Tempi Perforazione e Completamento


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4 DESCRIZIONE DEGLI IMPIANTI DI PRODUZIONE

Lo scenario di sviluppo ipotizzato per il progetto Bianca e Luisella prevede l’installazione di una piattaforma di coltivazione, denominata Bianca e Luisella e la posa di un fascio di condotte sottomarine (diametro 12’’+4’’+4’’) di collegamento alla piattaforma esistente Brenda e, quindi, il transito del gas nel network di produzione afferente alla Centrale di Fano.

4.1 Descrizione della piattaforma di produzione Bianca e Luisella

La piattaforma Bianca e Luisella sarà sorretta da una sottostruttura (Jacket) reticolare in acciaio a 4 gambe al cui interno saranno ospitati i conductors, i casing ed i risers di collegamento.

La sovrastruttura (Deck) è di tipo integrato e contiene gli impianti minimi indispensabili per assolvere alle funzioni essenziali della piattaforma.

La piattaforma sarà caratterizzata da unità di processo e servizi adatti al funzionamento per un impianto che non prevederà il presidio permanente del personale a bordo; pertanto sul Deck non sarà predisposto né il modulo alloggi né l’eliporto e sarà previsto il telecontrollo dalla Centrale di Fano.

Il personale sarà presente in piattaforma solo per la normale attività di manutenzione; inoltre, un mezzo navale sarà ormeggiato all’imbarcadero della piattaforma durante tutta la permanenza del personale a bordo. L’accesso alla piattaforma avviene per mezzo di un imbarcadero fisso, dal quale si eleva una scala fino al piano superiore praticabile.

La configurazione per la messa in produzione prevede per Bianca e Luisella: • 8 pozzi di produzione; • sistema di separazione gas / acqua di processo composto da un separatore per ciascuna

stringa; • sistema di trattamento acqua di processo per scarico a mare nel rispetto della

normativa vigente; • invio della produzione verso la piattaforma Brenda distante circa 4km, mediante le due

condotte per il vettoriamento del gas (in bassa ed alta pressione di diametro nominale 12’’ e 4’’;

• invio dell’aria strumenti con sealine da 4” dalla piattaforma esistente Brenda a Bianca e Luisella;

• generazione energia elettrica indipendente tramite pannelli fotovoltaici e di servizio mediante generatori a gasolio;

• sistema glicole per inibizione formazione idrati; • utilities di servizio necessarie al funzionamento della piattaforma.

Le seguenti unità funzionali sono state previste per la piattaforma Bianca e Luisella:

Unità 00100 Teste Pozzo

Unità 00190 Trappola di lancio & collettore gas prodotto

Unità 00230 Candela di sfiato

Unità 00240 Bruciatore di spurgo e separatore di spurgo pozzi

Unità 00300 Separatori gas

Unità 00390 Unità glicole per inibizione idrati

Unità 00430 Sistema di stoccaggio gasolio


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Unità 00450 Potenza idraulica

Unità 00460 Distribuzione aria compressa

Unità 00470 Generazione elettrica principale

Unità 00480 Generazione elettrica di servizio

Unità 00540 Sistema drenaggi

Unità 00560 Sistema trattamento acque di strato

Unità 00630 Mezzi di sollevamento e movimentazione

Unità 00660 HVAC e ventilazione

Unità 00700 Rilevazione di incendio e gas

Unità 00710 Sistemi di salvataggio

Unità 00720 Aiuti alla navigazione

Unità 00740 Sistema a saturazione IG541

Unità 00760 Sistema antincendio a polvere

Unità 00900 Gruppo di continuità statico

Unità 00920 Sistema distribuzione corrente alternata

Unità 00940 Protezione catodica e monitoraggio

Unità 00960 Sistema telecomunicazioni

Unità 00980 Sistema RTU integrato ESD / F&G

4.2 Jacket e modulo di transizione

La struttura prevede un jacket a quattro gambe provvista di pali di fondazione infissi attraverso sleeves (guide).

I pali, realizzati in una sola sezione, saranno infissi nel terreno con un battipalo subacqueo e cementati all’interno dello sleeves.

Il jacket sarà costruito, trasportato e sollevato in posizione orizzontale e dopo l’operazione di up-ending sarà posizionato sul fondo del mare appoggiato temporaneamente sui quattro mud-mats.

Il jacket sarà fornito di diaframmi di gomma posizionati alle estremità delle gambe e degli sleeves per evitarne l’allagamento durante la fase di installazione; un opportuno sistema di consentirà poi l’allagamento una volta posizionato definitivamente il Jacket.

Serbatoi di spinta temporanei verranno utilizzati per controllare la manovra verticalizzazione in acqua.

Il Modulo di transizione tra Jacket e Deck, sarà installato sul Jacket e sarà progettato in maniera da consentire la perforazione dei pozzi anche prima dell’installazione del Deck.

Gli effetti del fenomeno della subsidenza sono considerati nell’abito della progettazione della struttura e della condotta sottomarina per verificarne l’idoneità a sostenere le sollecitazioni indotte da tale fenomeno.

Le principali dimensioni del jacket sono riportate nel seguito:


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Dimensioni ad elevazione +7.50 m circa 12.0 x 12.0 m

Dimensioni ad elevazione -49.5 m circa 18.0 x 18.0 m

Tabella 20: Principali dimensioni del jacket della piattaforma Bianca e Luisella

Una stima preliminare dei pesi della sola struttura del jacket è di circa 900 ton.

Nella seguente figura è rappresentata la soluzione progettuale prescelta di Jacket a 4 gambe con sleeves.

VISTA GENERALEVISTA DA SUD VISTA DA EST

VISTA DAL BASSO

Figura 28: Struttura del Jacket a 4 gambe con sleeves

4.3 Deck

Il deck, di tipo integrato, sarà costituito da una struttura reticolare in acciaio su 3 livelli in grado di accogliere tutte le apparecchiature di processo e servizio necessarie per il funzionamento della piattaforma.

La sovrastruttura (deck) della piattaforma sarà costituita da una zona attracco (imbarcadero) e dai seguenti tre livelli:

• Lower Deck, elevazione +11.50 m (T.O.S. - Top of Steel);


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• Cellar Deck, elevazione +16.00 m (T.O.S.);

• Main Deck (oppure Weather Deck), elevazione +21.50 m (T.O.S.).

Figura 29: Struttura del Deck

4.4 Descrizione degli impianti di trattamento

Il progetto prevede l’ubicazione dell’unità di separazione gas a bordo della piattaforma Bianca e Luisella.

Il gas estratto sarà separato dall’acqua in separatori di produzione, uno per ciascuna delle stringhe, quindi raccolto in due collettori, uno di alta pressione ed uno di bassa pressione, misurato ed esportato tramite le due nuove condotte Gas sottomarine, dal diametro di 12” e 4’’, che connetteranno la piattaforma Bianca e Luisella alla piattaforma esistente Brenda.

L’acqua di processo separata verrà convogliata al sistema di trattamento, composto da due differenti unità: separazione solidi e separazione idrocarburi.

Infine l’acqua di strato separata dal gas verrà gestita a seconda dei due scenari di produzione di seguito illustrati.

Quando l’iniezione di glicole dietilenico (DEG) come inibitore di idrati verrà fatta a monte dei separatori di produzione (generalmente, durante le operazioni di start-up e durante il primo periodo di produzione), l’acqua prodotta sarà inviata ai filtri per eliminare i residui solidi e quindi reimmessa nel sealine del gas per il vettoriamento, tramite il transito dalla piattaforma Brenda, verso la centrale di Fano dove sarà separata e successivamente inviata a smaltimento.

Quando l’iniezione di DEG (in qualità di inibitore di idrati) verrà fatta a valle dei separatori di produzione, l’acqua prodotta sarà inviata al sistema di trattamento, dove sarà separata dalla frazione gassosa e oleosa e quindi scaricata a mare nel rispetto della normativa vigente.

Per il DEG è previsto uno stoccaggio di circa 30 m3 sulla piattaforma Bianca e Luisella, che verrà periodicamente rifornito (ogni 34 gg durante il primo anno e ogni 84 gg durante il secondo anno) mediante bettolina.


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Di seguito si riporta una breve descrizione delle principali Unità di Processo e di Servizio previste sulla piattaforma Bianca e Luisella.

4.4.1 Unità di processo

Testa pozzo – Area pozzo

La piattaforma è predisposta per 8 pozzi in doppio completamento dedicati alla produzione di gas naturale, ed è dotata della strumentazione e del sistema di valvole richiesti per gestire i pozzi in sicurezza.

L’apertura e la chiusura dei pozzi ed i principali parametri erogativi verranno gestiti dalla Centrale di Fano tramite un sistema di telecontrollo e telemisure.

Trattamento gas

La miscela gas/acqua di processo proveniente dalle stringhe di produzione è inviata ai separatori verticali di produzione, uno per ciascuna stringa. Ogni separatore opererà alla pressione operativa di testa pozzo e sarà corredato di una valvola duse (HV) installata sulla linea di uscita gas dal separatore stesso.

Nei separatori la fase liquida associata al gas, costituita principalmente da acqua di strato ed eventuali solidi trascinati, è separata per gravità.

Il gas in uscita dai separatori viene ridotto di pressione fino al valore di spedizione tramite valvola duse regolabile. Il salto di pressione indotto dalla valvola duse provoca un raffreddamento che potrebbe causare la formazione di idrati nella corrente di gas. Per impedire che l’acqua ancora presente nel gas possa dare origine a tale fenomeno, in ogni stringa di produzione a monte della valvola duse (HV), sarà previsto l’innesto di una linea di iniezione di glicole di etilenico (DEG), che, dosato nelle giuste quantità, ridurrà la temperatura di formazione idrati al di sotto di un valore prestabilito.

La linea di iniezione glicole sarà costituita da serbatoio di stoccaggio del glicole e pompe dosatrici. La soluzione di glicole sarà iniettata mediante due pompe dosatrici pneumatiche per ciascuna stringa (una operativa e una di riserva).

Trattamento acqua

Le acque di strato, separate nei separatori di testa pozzo, potranno essere inviate all’unità di trattamento o, in alternativa, nel caso l’iniezione glicole avvenga a monte dei separatori, vettoriata assieme al gas nella relativa condotta verso la piattaforma di ricevimento Brenda.

L’unità è costituita da un serbatoio di degasaggio in cui vengono separati tutti i gas disciolti nell’acqua e da un separatore in cui le due fasi liquide (acqua e idrocarburi) vengono separate per gravità. Gli eventuali idrocarburi presenti vengono inviati al sistema di trasporto e spediti a terra attraverso la condotta di trasporto del gas. L’acqua subisce un trattamento di filtrazione meccanica prima e a carboni attivi poi per essere infine inviata al collettore drenaggi chiusi.

Il sistema assicura per l’acqua scaricata al sistema drenaggi chiusi un contenuto di idrocarburi inferiore ai limiti imposti dalla normativa vigente (40 mg/l).

Trasporto gas

Tutto il gas prodotto dalla piattaforma Bianca e Luisella, uscente dai separatori, viene convogliato ai due collettori di produzione (alta e bassa pressione) dove viene misurato, eventualmente additivato con glicole dietilenico (DEG) e quindi inviato alla piattaforma di ricevimento Brenda mediante le due nuove condotte sottomarine per il trasporto del Gas da 12" e 4’’.


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In arrivo sulla piattaforma Brenda, il gas viene regolato in pressione tramite una valvola di pressione (PV) che permette di ridurre la pressione del gas alla condizione operativa del collettore di spedizione a terra esistente, ove il gas prodotto sulla piattaforma Bianca e Luisella è convogliato insieme alla produzione della piattaforma Brenda.

4.4.2 Unità di Servizio

Sistema di Blowdown

Il sistema di blowdown (depressurizzazione di emergenza) è costituito da due candele verticali (alta e bassa pressione) dimensionate per garantire l’operazione di depressurizzazione di emergenza e preservare l’integrità meccanica delle apparecchiature dovuta a fenomeni di sovrapressione.

Entrambe le candele di sfiato saranno da considerarsi come “fredde”, non essendo prevista la presenza di fiamma in continuo, e di tipo antidetonante, ovvero in grado di resistere all’aumento di pressione a seguito di un’eventuale detonazione all’interno dei circuiti di blowdown.

Bracci di spurgo

Il bracci di spurgo, installati orizzontalmente su Cellar Deck e Main Deck in direzione dei venti prevalenti di piattaforma, consentono di effettuare l’operazione di combustione dei gas rilasciati durante le operazioni di spurgo delle singole stringhe di produzione (durante lo start-up o a seguito di workover), garantendo la dispersione in atmosfera dei relativi prodotti di combustione. Prima della combustione, il gas di spurgo transita al separatore di spurgo, progettato come “spare” dei separatori di produzione, al fine di separare dal gas eventuali liquidi e solidi trascinati durante le operazioni di spurgo.

Sistema di potenza idraulica

Il sistema potenza idraulica è costituito da un circuito (serbatoio, pompe e rete olio idraulico) dedicato all’attuazione delle valvole di fondo pozzo.

Sistema di aria compressa

Non sarà presente un sistema di aria compressa, ma questa verrà importata dall’unità di compressione aria presente sulla piattaforma esistente Brenda tramite la condotta sottomarina da 4”. L’aria compressa importata alimenta le utenze pneumatiche di piattaforma.

Sistema generazione elettrica principale e di servizio

Il sistema di generazione elettrica principale è costituito da pannelli fotovoltaici integrato con un sistema di batterie che garantiscono l’alimentazione dei carichi anche durante la notte. Il sistema fornirà l’energia elettrica per il funzionamento normale di tutte le utenze di processo, controllo, monitoraggio e segnalazione della piattaforma. I pannelli fotovoltaici costituiscono un sistema particolarmente indicato di generazione di potenza elettrica nel caso di carichi elettrici contenuti. La loro durata operativa stimata è di circa 30 anni; una buona efficienza è garantita da una pulizia periodica e dalla manutenzione necessaria (assenza di parti mobili). Durante le ore di sole i pannelli soddisfano l’intero carico elettrico della piattaforma e ricaricano le batterie dell’energia sufficiente per coprire i carichi elettrici notturni.

Il massimo carico operativo di piattaforma, stimato in condizioni di spresidio, è pari a 1750W.

Il sistema di pannelli fotovoltaici sarà costituito da n. 90 moduli da 200 Wp cadauno (Tensione picco: 36Vp; Corrente di picco: 5,56Ap; Dimensioni unitarie: 1580x808x35 mm; Peso unitario: 16,50 Kg), per un totale di circa 120 mq di superficie occupata.


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I moduli saranno montati su un unico piano ed installati lungo il lato sud della piattaforma, inclinati di 60°. A tale scopo a livello del Cellar Deck verrà realizzato un allargamento del piano lato sud, sul quale verrà montato un telaio metallico idoneo a sostenere i pannelli fotovoltaici.

Il piano di pannelli si estenderà lungo l’intero lato sud della piattaforma, superando di circa due metri in altezza il Main Deck (WD); la parete inclinata di 60° così formata verrà utilizzata come parziale protezione dei banchi batterie, ivi stoccate

Il sistema di batterie sarà costituito da n. 8 banchi di batterie da 1.024 Ah cadauna, per una capacità totale pari a 8192 Ah (Tensione nominale: 24V; Dimensione unitaria 1mc; Peso unitario: 925 kg).

Quando l’energia prodotta dai pannelli fotovoltaici durante le ore di sole non è sufficiente per alimentare i carichi elettrici e contemporaneamente ricaricare le batterie, sarà necessario sostenere il sistema di generazione principale mediante due generatori diesel di servizio (uno in back up all’altro).

La potenza di ciascun generatore di servizio necessario allo scopo di ricaricare completamente le batterie in 5 ore è pari a circa 50 kW.

Questo evento può accadere durante i mesi invernali (Novembre-Febbraio) in cui l’irraggiamento è minore.

Il dimensionamento dei moduli è stato fatto tenendo conto del più basso irraggiamento medio mensile durante l’anno (Dicembre), al fine di minimizzare il numero di interventi del generatore di servizio per la ricarica delle batterie.

Sistema drenaggi

Il sistema drenaggi avrà il compito di raccogliere separatamente le acque meteoriche e gli scarichi oleosi o accidentalmente oleosi:

le acque meteoriche, non contaminate da inquinanti, vengono scaricate in mare attraverso il tubo separatore;

gli scarichi contaminati (scarichi di fondo delle apparecchiature) o potenzialmente contaminati (drenaggi di aree sulle quali poggiano apparecchiature) sono convogliati a un serbatoio di raccolta, denominato serbatoio drenaggi di piattaforma. Tale serbatoio è diviso in due parti: una dedicata alla raccolta dei drenaggi di tipo oleoso; la seconda alla raccolta di liquidi contenenti glicole. Questi drenaggi sono trasferiti a terra mediante bettolina per successivo smaltimento in impianti autorizzati.

Sistema antincendio

Il sistema antincendio di piattaforma è costituito da:

estintori a polvere, portatili e carrellati, dedicati a diverse aree della piattaforma;

unità ad IG541 per il locale generazione di servizio;

sistema di spegnimento automatico a CO2 per la candela di bassa pressione e per gli arrestatori di fiamma installati sui collettori nel caso di accensione accidentale dei gas scaricati.

4.4.3 Sistema di strumentazione e gestione della piattaforma

I principali sistemi di strumentazione dedicati alla gestione della piattaforma saranno i seguenti:

Strumentazione in campo;


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Sistema RTU/ESD/F&G;

Sistema di controllo teste pozzo;

Sistema di telecomunicazioni.

La piattaforma sarà normalmente spresidiata e sarà controllata dalla Centrale di Fano.

Sarà prevalente l’uso di strumenti di tipo pneumatico e l’implementazione di logiche pneumatiche, utilizzando l’aria strumenti proveniente dalla piattaforma esistente Brenda

Le sequenze di normale funzionamento della piattaforma, così come il monitoraggio gas e incendio e le funzioni di blocco e sicurezza, saranno gestite da un unico sistema integrato a basso assorbimento. Tale sistema comprenderà anche le apparecchiature radio necessarie al collegamento dati da/verso la Centrale di Fano.

Il quadro di controllo delle teste pozzo sarà dedicato alla gestione delle funzioni di blocco e comando delle valvole di testa pozzo.

La pressurizzazione del circuito idraulico di comando delle valvole di fondo pozzo sarà realizzata tramite pompe pneumatiche installate all’interno del quadro di controllo teste pozzo.

Il sistema di telecomunicazioni sarà composto da:

Ponte radio dedicato alla trasmissione dati da/alla centrale di Fano integrato con il sistema RTU/ESD/F&G;

Sistema radio VFH marino;

Sistema radio aziendale;

Sistema Public Address/General Alarm (PAGA).

La strumentazione elettronica in campo dovrà essere limitata alle misure/allarmi da trasmettere alla Centrale di Fano.

Le apparecchiature del sistema di telecomunicazione, ad esclusione del ponte radio per la trasmissione dati, saranno alimentate solo durante le fasi di presidio, tramite il quadro elettrico alimentato dal generatore di servizio.

I quadri strumentali saranno posizionati in area aperta opportunamente protetta.

4.5 Mezzi impiegati durante la fase di produzione

Durante la fase di produzione il traffico indotto sarà limitato e dovuto solamente ai mezzi necessari per il trasporto del personale incaricato della manutenzione periodica e occasionale e dei relativi materiali.

Per il rifornimento di materie prime sarà necessario per il primo anno 1 viaggio ogni 34 giorni e per il secondo anno 1 viaggio ogni 84 giorni per reintegrare il serbatoio di glicole (stoccaggio da 30 m3).

Il serbatoio del gasolio per l’alimentazione dei generatori diesel di servizio sarà reintegrato quando necessario. I consumi previsti per il generatore sono modesti (circa 3000 litri/anno) e la capacità del serbatoio (1600 l) garantisce una sufficiente autonomia.

In totale il numero di viaggi previsti in fase di esercizio è di circa 12 viaggi/anno in partenza dal porto di Ravenna.


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4.6 Modifiche all’esistente piattaforma Brenda e alla Centrale di Fano

Al fine di assicurare il ricevimento del gas proveniente dalla piattaforma Bianca e Luisella, saranno necessarie le seguenti modifiche sulla piattaforma esistente Brenda:

installazione di due trappole di ricevimento del gas (una per la linea gas 12’’ ed una per la linea gas 4’’) provviste di tubazioni di interconnessione, valvole e strumentazione;

un riser DN 12’’+4’’+4’’ per la risalita del gas proveniente da Bianca e Luisella installato sulla sottostruttura della P.ma Brenda e collegato alla base alla condotta sottomarina Bianca e Luisella-Brenda

due valvole di blocco, una da 12” ed una da 4’’;

adeguamento del sistema di aria compressa della piattaforma Brenda per alimentare la nuova piattaforma Bianca & Luisella attraverso il sealine 4’’

Linee di interconnessione tra le nuove apparecchiature e le unità esistenti sulla piattaforma;

Adeguamento hardware e software del sistema di controllo esistente di piattaforma per l’inserimento delle nuove apparecchiature

Le modifiche necessarie nella Centrale di Fano per la gestione della piattaforma Bianca e Luisella riguardano l’hardware e il software per il sistema di controllo esistente, compresa l’aggiunta di pagine video per la gestione della nuova piattaforma


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5 ASPETTI AMBIENTALI CORRELATI ALLA FASE DI PRODUZIONE

I principali aspetti ambientali correlati alla fase di produzione della piattaforma Bianca e Luisella vengono descritti di seguito. Si ricorda che la fase di produzione della piattaforma (fase di coltivazione) è stimata in 11 anni di operazione continua (365 giorni / anno).

Le strutture sono progettate per una vita pari a 25 anni.

5.1 Emissioni di inquinanti in atmosfera

Le emissioni in atmosfera della piattaforma Bianca e Luisella sono state ridotte al minimo soprattutto grazie alla scelta di utilizzare, come sistema di generazione elettrica principale, dei pannelli fotovoltaici e di ridurre al minimo i consumi di energia.

Le emissioni in atmosfera che si prevede vengano generate durante la fase di coltivazione sono le seguenti:

• Emissioni derivanti da ciascuno dei due generatori diesel di servizio (uno in back up all’altro) da circa 50 kW, alimentati a gasolio.

Secondo quanto stabilito dal D.Lgs. 152/06 art. 272 e s.m.i., i gruppi elettrogeni alimentati a gasolio di potenza termica inferiore a 1 MW non sono sottoposti ad autorizzazione in quanto sono tra gli impianti elencati nella Parte I lettera bb) dell’Allegato IV alla Parte Quinta del D.Lgs. 152/06 (Impianti ed attività le cui emissioni sono scarsamente rilevanti agli effetti dell'inquinamento atmosferico). Le emissioni del generatore rispetteranno comunque i valori limite di emissione previsti dal D.Lgs. 152/06 e s.m.i., in particolare dall'Allegato I alla parte V - Parte IV - Sezione 2 - Punto 2.6 e Parte III Paragrafo 3 (Motori fissi a combustione interna). Si riassumono di seguito le caratteristiche emissive del generatore:

Portata gas di scarico: 10,4 m3/min

Temperatura fumi di scarico: 570 °C

Diametro del tubo di scarico: 100mm (4’’)

Concentrazione di inquinanti (O2 5%) non superiore ai seguenti valori:

Polveri 130 mg/ Nm3

CO 650 mg/ Nm3

NOx 4000 mg/ Nm3

Il motore sarà dotato di omologazione dello scarico fumi ai sensi della direttiva 97/68/CE e s.m.i (Stage II).

• Gas naturale derivante dalla depressurizzazione manuale delle apparecchiature e dei

pozzi durante le operazioni di manutenzione. Queste operazioni, che inviano il gas alla candela di alta pressione (diametro nominale 14”, altezza 30 m posizionata sul Main Deck) sono da considerarsi occasionali e determineranno dei rilasci di gas naturale in atmosfera non superiori a 2 kg/s per una durata massima di 1 ora. Il gas naturale è costituito prevalentemente da metano e privo di componenti pesanti di idrocarburi.

• Gas combusti provenienti dallo spurgo dei pozzi durante le sole operazioni di messa in

produzione della piattaforma. La massima portata di gas considerata per il


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dimensionamento del braccio di spurgo è di 1910 kg/h. I bracci di spurgo che potranno essere utilizzati saranno ubicati sul cellar e sul weather deck ed avranno diametro nominale alla sommità di 3” e lunghezza pari a 18 m.

• Miscela di aria e gas naturale con vapori di glicole dietilenico provenienti dal serbatoio di

stoccaggio glicole (DEG), durante il riempimento mediante bettolina, ad una portata di 20 Sm3/h.

L’emissione è discontinua per un periodo di 1 ora al giorno ogni 34 giorni circa (DN sfiato 4”, vent locale). Il DEG in uscita dal serbatoio, contenuto nella miscela di aria e gas naturale, è stimato di circa 5 x 10-5 kg/h; l’emissione risulta pertanto esigua oltre che discontinua.

• Gas naturale proveniente dal degasatore e convogliato a candela di bassa pressione

(diametro nominale 6”, altezza 30 m posizionata sul Main Deck). Il degasatore raccoglie gli scarichi liquidi dei separatori di produzione e ne consente il degasaggio (da gas residuo disciolto) prima del trattamento vero e proprio. L’emissione è costituita da gas naturale, costituito prevalentemente da metano e privo di componenti pesanti di idrocarburi;la portata stimata è di 0,12 kg/h.

• Fumi di combustione provenienti dal motore diesel della gru di piattaforma da circa 70

kW, alimentato a gasolio.

Il funzionamento della gru è occasionale, solo in situazione di presidio e di durata limitata. Di seguito si riportano i parametri indicativi che caratterizzano questa emissione in atmosfera:

Portata emissione: 13,3 m3/min di gas esausto su base secca; O2 5% mol.

Temperatura emissione: 570°C max

Punto di emissione: in prossimità del motore della gru, sul Weather Deck

Diametro dello scarico: 100mm (4’’)

Concentrazione inquinanti (in accordo alla Limiti in Allegato I alla Parte V del D.Lgs. 152/06 e s.m.i. - Parte IV - Sezione 2 - 2.6 e Parte III Paragrafo 3):

Monossido di carbonio (CO): 650 mg/Nm3

Ossidi di azoto (NOx): 4000 mg/Nm3

Polveri totali: 130 mg/Nm3

Il gasolio utilizzato sarà a basso tenore di zolfo (≤ 0,1 %).

• In situazioni di emergenza potrebbero verificarsi rilasci in atmosfera di gas, allo scopo di

preservare l’integrità meccanica delle apparecchiature dovuta a fenomeni di sovrappressione. La fase gassosa rilasciata in condizioni di emergenza è convogliata verso due punti di raccolta:

o la candela fredda verticale di alta pressione, che consente di raccogliere gli scarichi gassosi provenienti dalle apparecchiature progettate per alta pressione durante le operazioni di emergenza e di manutenzione;

o la candela fredda verticale di bassa pressione, che consente di raccogliere gli scarichi gassosi provenienti dalle apparecchiature progettate per bassa pressione durante il normale funzionamento, durante le operazioni di emergenza e di manutenzione.


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Entrambe le candele di sfiato sono da considerarsi come “fredde”, non essendo prevista la presenza di fiamma in continuo e di tipo antidetonante, ovvero in grado di resistere all’aumento di pressione a seguito di un’eventuale detonazione all’interno dei circuiti di blowdown. Per questo motivo non viene utilizzato alcun gas di purga che avrebbe comportato una emissione di gas in continuo.

La massima portata di gas naturale che potrebbe fuoriuscire nel caso in cui l’emergenza dovesse comportare la depressurizzazione dell’intera piattaforma è pari a 18 kg/s (95000 Sm3/h). Tali emissioni hanno bassissima probabilità di verificarsi, tuttavia costituiscono elementi fondamentali per il dimensionamento delle apparecchiature e le scelte progettuali e garantiscono la sicurezza finale dell’impianto.

5.2 Scarichi idrici

Per quanto riguarda le emissioni liquide si segnalano: • Acqua di strato raccolta e inviata ad un sistema di trattamento dedicato in cui le

tracce di idrocarburi vengono separate prima dello scarico in mare. Il trattamento prevede il transito dell’acqua di produzione, prima dello scarico nel tubo separatore, attraverso un degasatore, un serbatoio di calma e dei filtri a carbone attivo. La fase liquida proveniente dai separatori di produzione è inviata al degasatore, nel quale il gas residuo disciolto nella fase liquida si separa. Il gas liberato nel degasatore è convogliato alla candela di sfiato di bassa pressione, mentre la fase liquida è scaricata per gravità al serbatoio di calma. All’interno del serbatoio di calma si completa la separazione per gravità della fase solida trascinata da quella liquida, e la separazione dalla fase acquosa degli eventuali idrocarburi leggeri presenti. Gli idrocarburi leggeri vengono raccolti in un compartimento dedicato del serbatoio di calma ed inviati per mezzo di pompe alternative al sealine di export unitamente alla produzione di gas. La fase acquosa, separata da quella oleosa e raccolta sul fondo del serbatoio di calma, viene scaricata per gravità alla filtrazione per assorbimento con carboni attivi (assorbimento fase idrocarburica). La fase acquosa è quindi scaricata in mare.

• Tipo di sostanza contenuta: idrocarburi liquidi;

• Concentrazione massima: 40 mg/l

• Drenaggi non inquinati (principalmente le acque meteoriche ricadenti su aree scoperte non contaminate): vengono raccolti e convogliati al tubo separatore.

Non essendoci a bordo della piattaforma alcun modulo alloggi né modulo di sopravvivenza, la piattaforma non avrà altre tipologie di scarichi.

5.3 Produzione di rifiuti

I rifiuti prodotti nella fase di produzione saranno legati esclusivamente alle operazioni di manutenzione, in quanto la piattaforma non avrà personale a bordo.

I rifiuti prodotti in piattaforma, di qualsiasi natura essi siano e qualunque sia il sistema di smaltimento adottato, seppur temporaneamente, sono raccolti separatamente in adeguate strutture di contenimento per poi essere smaltiti a terra in idoneo recapito finale.

I rifiuti prodotti durante queste attività (materiale metallico, imballaggi, oli lubrificanti) verranno raccolti e trasportati a terra al termine delle operazioni manutentive, dove saranno smaltiti in accordo alla normativa vigente in materia.


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Tra questi i drenaggi oleosi o potenzialmente oleosi: questi scarichi, limitati alle operazioni di manutenzione delle apparecchiature ed ai drenaggi provenienti da aree potenzialmente contaminate, vengono raccolti separatamente con reti dedicate e inviati ad un recipiente chiuso, per essere periodicamente spediti a terra tramite bettolina per lo smaltimento.

5.4 Produzione di rumore e vibrazioni

Le emissioni sonore prodotte durante l’attività di produzione saranno conformi ai limiti stabiliti dalle normative nazionali ed internazionali per la salute dei lavoratori.

Considerando che il tipo di rumore emesso delle apparecchiature poste a bordo della piattaforma Bianca e Luisella rientra nell’intervallo 3.000 – 8.000 Hz, si prevede che le emissioni sonore e le vibrazioni trasmesse all’ambiente circostante non possano causare disturbo alla vita marina, abituata al livello di rumore generato dal traffico marittimo.

5.5 Traffico indotto

Durante la fase di produzione il traffico indotto sarà limitato e dovuto solamente ai mezzi necessari per il trasporto del personale incaricato della manutenzione periodica e occasionale e dei relativi materiali.

Per il rifornimento del serbatoio di glicole dietilenico sarà necessario in media per il primo anno 1 viaggio ogni 34 giorni e per il secondo anno 1 viaggio ogni 84 giorni per reintegrare il serbatoio di glicole (stoccaggio da 30 m3).

Il serbatoio del gasolio per l’alimentazione del generatore diesel di servizio sarà reintegrato quando necessario.

I consumi previsti per il generatore sono modesti (circa 3000 litri/anno) e la capacità del serbatoio (1600 l) garantisce una sufficiente autonomia.

In totale il numero di viaggi previsti in fase di esercizio è di circa 12 viaggi/anno in partenza dal porto di Ravenna.


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6 DESCRIZIONE DEL SISTEMA DI TRASPORTO

6.1 Descrizione delle condotte sottomarine

Il progetto prevede l’installazione di un fascio tubiero costituito da due condotte sottomarine per il trasporto del gas (in bassa ed alta pressione) da Bianca e Luisella a Brenda di diametro nominale 12’’ e 4’’, ed una per il trasporto dell’aria strumenti da Brenda a Bianca e Luisella di diametro nominale 4’’

Le condotte collegheranno la piattaforma Bianca e Luisella alla piattaforma esistente Brenda distante 4 km e si svilupperanno lungo un fondale con profondità variabili tra 47.1 e 50 m.

La scelta della direttrice di percorrenza è stata dettata dall’esigenza di minimizzarne la lunghezza e l’impatto ambientale evitando l’attraversamento di aree con presenza di concrezioni biogeniche di cui, comunque, non è stata rilevata la presenza lungo il tracciato durante il survey geofisico e con ROV (Veicolo subacqueo controllato da remoto) eseguito.

I tubi relativi alle condotte avranno le caratteristiche geometriche riportate nel seguito:

Operazione Condotta gas Condotta gas Condotta aria strumenti

Diametro nominale 12” 4” 4”

Diametro esterno 323,8 mm 114,3 mm 114,3 mm

Lunghezza media della singola barra 12,2 m

Pressione di progetto 130 bar

Tabella 21: Caratteristiche geometriche dei tubi delle condotte sottomarine

I tubi in acciaio saranno di qualità rispondente a quanto prescritto dal DM 17.04.08 (Regola tecnica per la progettazione, costruzione, collaudo, esercizio e sorveglianza delle opere e degli impianti di trasporto di gas naturale con densità non superiore a 0,8).

Il fascio delle tubazioni da 12” + 4” +4’’ vengono posate in contemporanea per mezzo di un pontone posatubi e assicurate fra loro da selle di connessione in gomma fissate da fascette fissate ad intervalli regolari.

Tutte le tubazioni saranno rivestite sulla superficie esterna con polietilene o poliuretano spesso circa 3 mm, per limitare il pericolo della corrosione.

Sempre per ridurre il rischio della corrosione esterna, le tubazioni saranno protette mediante anodi sacrificali di una lega di alluminio-zinco-indio a bracciale, posti ad intervalli regolari di circa 100 m.

Inoltre, la linea di produzione del gas da 12’’ sarà rivestita mediante calcestruzzo avente lo spessore di circa 40-50 mm con lo scopo di appesantire la linea per conferirle stabilità sul fondo del mare nei confronti dei carichi idrodinamici di corrente e onde.

Le risalite sulla Bianca e Luisella e sulla piattaforma di ricevimento Brenda sono realizzate impiegando le stesse tubazioni della condotta sottomarina, rivestite con resina poliuretanica


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spessa 20 mm, molto resistente contro gli urti ed inattaccabile dagli agenti atmosferici e marini.

Le risalite sono fissate alle gambe delle piattaforme per mezzo di clampe metalliche imbullonate.

Le condotte sono previste non interrate in quanto, al fine di minimizzare l’impatto ambientale si è preferito prevedere l’appesantimento delle linee posate sul fondo del mare evitando l’operazione di scavo per l’interro delle stesse; occorre considerare che comunque esse, nel corso della vita produttiva, affondano e vengono ricoperte dai sedimenti del fondo marino.

Dal punto di vista ambientale, l’operazione di interro di una condotta, rispetto alla posa, causerebbe infatti:

• maggior aumento della torbidità nell’area a ridosso della rotta della condotta a causa della mobilizzazione e risospensione dei sedimenti;

• maggior sotterramento degli organismi che vivono sul fondo del mare causato dalla rimozione dei sedimenti durante le fasi di interro;

• possibile liberazione, insieme alla mobilizzazione dei sedimenti, di sostanze inquinanti nella colonna d’acqua sovrastante il fondo del mare.

6.2 Definizione della rotta

La definizione della rotta preliminare della condotta è stata concepita in considerazione della caratterizzazione geofisica ed ambientale dell’area in esame, acquisita mediante indagini specifiche eseguite dalla Società G.A.S. s.r.l. - Geological Assistance & Services di Bologna, a circa 12 miglia nautiche al largo di Ancona, nel 2012 (Report Gas AM606A), nell’area potenzialmente interessata dalle operazioni del progetto proposto Bianca e Luisella.

Scopo delle ricerche è stato quello di acquisire informazioni dettagliate sulle caratteristiche del fondale marino lungo la rotta prevista della futura condotta congiungente la piattaforma esistente Brenda con la futura piattaforma Bianca e Luisella.

Nel corso della campagna di studio, insieme alle caratteristiche ambientali dell’area, è stato condotto un rilievo della morfologia dei fondali ed è stata valutata anche la presenza di relitti o anomalie morfologiche, anche di origine antropica, che possono costituire ostacolo alla posa del futuro sealine (impronte di jack-up, solchi di reti da pesca e di ancore, sealine esistenti, cavi e oggetti di incerta natura).

Dai dati acquisiti mediante il survey con ROV non sono state rilevate, inoltre, concrezioni biogeniche lungo tutta la rotta della condotta.

Le informazioni ed i dati raccolti nelle indagini, necessari per la progettazione della condotta hanno consentito di determinare in questa fase un percorso ottimale per la traiettoria della linea di export che consentirà di trasferire il gas estratto (vedi figura seguente).

Figura 30: Tracciato della condotta tra la piattaforma Bianca e Luisella e la piattaforma Brenda


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7 DESCRIZIONE DELLE OPERAZIONI DI INSTALLAZIONE DELLA PIATTAFORMA E DELLA CONDOTTA

7.1 Installazione della piattaforma Bianca e Luisella

Il progetto Bianca e Luisella prevede la realizzazione di una nuova piattaforma, denominata Bianca e Luisella che sarà posizionata a una profondità d’acqua di circa 50 m e sarà composta da una sottostruttura (Jacket), reticolare in acciaio a 4 gambe, fissata al fondo mare e sporgente al di sopra di esso, e da una sovrastruttura (Deck), di tipo integrato che contiene gli impianti di produzione, ottimizzata allo scopo di ridurre il numero di apparecchiature presenti e i consumi energetici globali.

La piattaforma non sarà normalmente presidiata in quanto sarà previsto il telecontrollo dalla Centrale di Fano. Pertanto, sul Deck non sarà predisposto né il modulo alloggi né l’eliporto. Il personale sarà presente in piattaforma solo per la normale attività di manutenzione. L’accesso alla piattaforma avviene per mezzo di un imbarcadero fisso, dal quale si eleva una scala fino al piano superiore praticabile.

Durante le varie fasi di installazione, in conformità all’art. 28 del DPR 886/79, è stabilita una zona di sicurezza attorno alle piattaforme, la cui estensione è fissata da un’ordinanza della Capitaneria di Porto competente. In tale zona sono vietate le operazioni di ancoraggio e la pesca di profondità.

Tale zona, nella successiva fase di produzione, è stabilita in 500 m di raggio.

7.1.1 Posa della sottostruttura

La sottostruttura (jacket) viene interamente prefabbricata in un cantiere portuale in posizione orizzontale e successivamente trasportata sul sito di installazione.

Il trasporto della sottostruttura, dei pali e degli altri accessori avviene dal cantiere di costruzione al sito di installazione mediante una bettolina trainata da un rimorchiatore.

La sottostruttura è caricata in cantiere in posizione orizzontale sulla bettolina mediante opportuni carrelli che vengono poi rimossi e la sottostruttura abbassata sui supporti predisposti sulla bettolina.

Vengono quindi eseguiti i rizzaggi per assicurare il Jacket durante il trasporto in mare mediante tubi e piastre in acciaio saldati alla sottostruttura ed alla bettolina.

L'installazione della sottostruttura avviene mediante sollevamento utilizzando un mezzo navale dotato di gru di adeguata capacità allo sbraccio previsto.

Le attività previste sono le seguenti:

Ormeggio della bettolina presso il pontone di sollevamento

collegamento delle braghe di sollevamento al gancio della gru;

taglio dei rizzaggi della sottostruttura;

sollevamento della sottostruttura e posa in acqua in condizioni di libero galleggiamento;


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collegamento delle funi di verticalizzazione sulla sommità del Jacket al gancio

della gru e verticalizzazione mediante rotazione controllata in acqua della sottostruttura per mezzo anche dell’allagamento dei compartimenti delle piantane;

Posa della sottostruttura sul fondale nella posizione e secondo l’orientamento di progetto

Allagamento e rimozione dei dispositivi ausiliari di galleggiamento (bomboloni di spinta);

La verifica della resistenza strutturale e della stabilità della sottostruttura durante le varie fasi dell'installazione, in particolare sollevamento ed appoggio sul fondo prima dell'infissione dei pali, è eseguita in modo da garantire che le suddette operazioni si possano svolgere in piena sicurezza.

Le seguenti figure rappresentano una sequenza tipica di installazione della sottostruttura ed una immagine della fase di verticalizzazione a mare del Jacket:

Figura 31: Tipica sequenza di installazione Jacket


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Figura 32: Fase di verticalizzazione a mare del Jacket

7.1.2 Battitura dei pali di fondazione e tubi guida

I pali ed i tubi guida vengono trasportati dal cantiere di costruzione al sito di installazione assieme alla sottostruttura mediante bettolina trainata da un rimorchiatore.

I pali di fondazione della piattaforma vengono installati, battuti e cementati al termine del posizionamento della sottostruttura sul fondale.

I pali vengono battuti in appositi alloggiamenti tubolari (sleeves) solidali alle gambe della sottostruttura ed infissi sino alla profondità prevista per garantire la capacità portante delle fondazioni di progetto.

Una volta battuti alla profondità di infissione di progetto, viene cementata l’intercapedine tra ciascun palo battuto ed il relativo alloggiamento al fine di garantire l’ancoraggio della struttura alle fondazioni.

I pali vengono battuti nel fondale mediante idonei battipali idraulici, per impiego sottomarino, costituiti da una massa battente che, colpendo ripetutamente la testa del palo, ne permette la progressiva penetrazione nel fondale marino.

I mezzi di installazione impiegati per la battitura dei pali e dei tubi guida sono il pontone di sollevamento con i relativi mezzi di supporto (rimorchiatori e mezzi ausiliari per la movimentazione di materiali e personale) e sono i medesimi impiegati per l’installazione della sottostruttura già descritti al precedente paragrafo.


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Nella seguente figura è mostrata una sequenza tipica di battitura dei pali di fondazione:

STEP 1 STEP 2 STEP 3

Figura 33: Sequenza di infissione e battitura dei pali di fondazione

I tubi guida hanno la funzione di guidare la perforazione dei pozzi ed alloggiare le teste pozzo di superficie.

I tubi guida vengono battuti internamente alla struttura del Jacket sino ad una profondità di infissione pari a 50m al di sotto del fondale al fine di eliminare il rischio di collisione o interferenze nei primi metri di profondità dei pozzi, consentire l’alloggiamento delle teste pozzo sulla sommità della piattaforma e come protezione esterna ai pozzi.

Diversamente dai pali di fondazione la battitura dei tubi guida avviene con il battipalo sempre fuori dall’acqua ed al di sopra della sommità del Jacket.

Nel seguito sono riportate due immagini relative al battipalo per infissione dei pali di fondazione e alla fase di battitura dei tubi guida:


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Fig. 34: battipalo per infissione dei pali di fondazione (immagine a sinistra) e fase di battitura tubi guida

Il diametro del palo, la forza di battitura necessaria a vincere la resistenza durante l’infissione e la frequenza sono determinati in fase di ingegneria e concorrono a determinare le caratteristiche del battipalo necessario a raggiungere la data penetrazione.

L’andamento della forza applicata al palo per vincere la resistenza all’infissione del fondale e la frequenza di battitura risultano minimi all’inizio della fase di battitura e generalmente crescenti con l’aumentare dell’infissione.

7.1.3 Posa della sovrastruttura

Come la sottostruttura, anche la sovrastruttura della piattaforma sarà interamente prefabbricata a terra e successivamente trasportata completa di tutti gli impianti al sito di posa, al fine di ridurre al massimo le operazioni di installazione a mare.

Una volta in posizione, il deck verrà sollevato mediante mezzo navale opportuno e posato sulla sottostruttura precedentemente installata.


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Le due strutture, deck e jacket, verranno quindi rese solidali per mezzo di giunzioni saldate.

La sequenza delle attività a mare prevede la realizzazione delle seguenti attività Ormeggio della bettolina con a bordo la sovrastruttura presso il pontone di

sollevamnto

collegamento delle braghe di sollevamento al gancio della gru;

taglio dei rizzaggi della sovrastruttura;

sollevamento della sovrastruttura e posa sulla sottostruttura;

collegamento tra Jacket e Deck mediante saldatura delle gambe coincidenti delle

due strutture

I mezzi di installazione impiegati per l’installazione della sottostruttura sono il pontone di sollevamento con i relativi mezzi di supporto (rimorchiatori e mezzi ausiliari per la movimentazione di materiali e personale) e sono i medesimi impiegati per l’installazione della sottostruttura già descritti precedentemente.

Nella seguente figura è mostrata la sequenza di installazione della sovrastruttura sulla sottostruttura:

Fig. 35: Tipica sequenza di installazione Deck

7.2 Posa e varo delle condotte sottomarine

Le condotte sottomarine di collegamento verranno realizzate in mare con il sistema convenzionale, ossia mediante pontone posatubi. Quest’ultimo si muove tirandosi sulle sue stesse ancore e vara progressivamente la condotta che viene realizzata per successive aggiunte di tubi mediante saldatura a bordo.

Nel progetto in esame, le tre tubazioni da 12”, 4” e 4” verranno posate in contemporanea utilizzando delle navi apposite per la posa di condotte sottomarine, denominate lay barge con sistema piggy back. Tale sistema prevede l’uso della condotta da 12” come tubo di supporto alle due condotte di diametro inferiore da 4” durante le operazioni di varo.


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Nelle seguenti figure sono mostrate la sequenza di varo del sealine e la configurazione della rampa di varo a bordo del pontone posatubi ove viene assemblata e posata la condotta:

Fig. 36: Tipica sequenza di varo delle condotte

Fig. 37: Configurazione rampa di varo a bordo del pontone posatubi

La condotta (sealine) di collegamento della futura piattaforma sarà realizzata a terra in barre di tubo di lunghezza media pari a 12 m, caricate su una apposita bettolina e trasportate al sito di installazione a mezzo rimorchio.

Il metodo di posa previsto è quello tradizionale con l’impiego di un pontone posatubi che avanzerà lungo la rotta prevista, usando tipicamente 8 punti di ormeggio che verranno riposizionati quando necessario mediante l’ausilio di uno o più rimorchiatori.

La condotta viene realizzata saldando le barre di tubo in successione sulla linea di varo a bordo del pontone e depositandola progressivamente sul fondo del mare.

Le saldature vengono protette contro la corrosione rivestendo la zona di tubo interessata con resine di adeguati spessori e densità.


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Quando sarà completata la saldatura dei giunti nelle rispettive stazioni di saldatura presenti sulla linea di varo, la posatubi si potrà muovere di una distanza equivalente alla lunghezza di una singola sezione di tubo.

La condotta viene così indirizzata verso la rampa di varo montata sulla parte posteriore della posatubi al fine di assumere nella posa (con conformazione ad “S”) un angolo di uscita definito dai calcoli di posa.

Quando la posatubi si sarà spostata di una distanza pari alla lunghezza di una sezione di tubo, un nuovo tubo potrà essere convogliato nella rampa ed ad ogni stazione di lavoro potranno continuare le operazioni di assemblaggio.

Il sistema di posizionamento di superficie monitorerà costantemente la posizione della posatubi e la sua direzione al fine di consentire la posa del sealine all’interno delle tolleranze previste.

La condotta sarà semplicemente posata e non interrata.

Al termine della posa vengono eseguite le operazioni di pre-avviamento (pre-commissioning) che consistono nell’allagamento della condotta, nella calibrazione e nel collaudo idrostatico.

La calibrazione consiste nel far passare attraverso la tubazione un “PIG” sul quale viene montato una piastra calibrata il cui diametro è il 95% del minimo diametro interno presente sulla condotta.

Il collaudo idraulico consiste nel riempire la condotta con acqua, innalzare la pressione fino al valore di collaudo definito dal progetto, stabilizzare la suddetta pressione e mantenere la pressione di collaudo per almeno 48 ore.

Le risalite sulla piattaforma di ricevimento Brenda e su Bianca e Luisella saranno realizzate impiegando le stesse tubazioni della condotta sottomarina.

Questi tratti (riser) saranno fissati alle gambe delle piattaforme per mezzo di clampe metalliche rivestite internamente con neoprene per evitare interferenza tra il sistema di protezione catodica della sealine con quello della piattaforma.

L’isolamento elettrico dei 2 sistemi (piattaforma e sealine) verrà inoltre assicurato con il montaggio in arrivo sulle topside di appositi giunti dielettrici.

I collegamenti tra la condotta sottomarina ed i risers saranno realizzati mediante tronchetti di espansione (“expansion loops”) flangiati in modo da mantenere le sollecitazioni indotte dalla temperatura e pressione entro i valori ammissibili.

L’installazione delle risalite sulla piattaforma Brenda e dei tronchetti flangiati sottomarini ed il loro collegamento con la condotta sarà effettuato mediante l’ausilio di sommozzatori.

Per le attività di varo del sealine sarà impiegato un pontone posa-tubi (lay-barge) dalle caratteristiche analoghe al pontone di sollevamento della sottostruttura descritte precedentemente, ma allestito con opportune stazioni di saldatura a bordo per effettuare l’assemblaggio della condotta e della rampa di varo.

Il pontone sarà supportato da rimorchiatori salpa ancore, da una bettolina per il trasporto tubi, da mezzi per la movimentazione del personale e da una nave di assistenza al veicolo subacqueo (ROV) che effettua il monitoraggio del punto di atterraggio della condotta sul fondale durante la posa.

La fascia di rispetto nella quale saranno vietati l’ancoraggio dei natanti e la pesca di profondità lungo la rotta delle nuove condotte verrà stabilita dalla Capitaneria di Porto competente.


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7.3 Descrizione dei mezzi navali coinvolti nelle operazioni di installazione a mare

Durante le operazioni di installazione a mare della piattaforma e della condotta, una serie di mezzi navali svolgerà attività di supporto per il trasporto ed il posizionamento del Jacket e del Deck, per la posa della condotta e per il supporto logistico alle operazioni.

Durante il periodo di svolgimento delle attività, i mezzi navali presenti nell’area delle operazioni verranno comunicati alla Capitaneria di Porto di competenza e saranno i seguenti:

• un mezzo navale (figura seguente) che provvede all’esecuzione delle indagini sottomarine prima, durante e dopo l’installazione della piattaforma e la posa della condotta, appositamente attrezzato ed equipaggiato con radar, girobussola, radioposizionamento satellitare e comunicazioni via satellite e con la strumentazione necessaria per l’esecuzione delle indagini (survey) tra cui:

o ecoscandaglio per l’esecuzione del rilievo batimetrico; o strumentazione per l’esecuzione della stratigrafia superficiale e la morfologia del

fondale; o Side Scan Sonar per la rilevazione dell’eventuale presenza di ostacoli, contatti

sonar di varia natura; o strumentazione per esecuzione di rilievo magnetometrico per individuare

eventuali materiali ferrosi, relitti, cavi e condotte; o R.O.V. dotato di camera per indagini sottomarine.

Fig. 38: Tipico mezzo navale per survey

• il pontone di installazione della piattaforma (crane-barge) e il mezzo posa-tubi (lay-barge)

sul quale sarà assemblata la condotta. Tali mezzi saranno dotati di tutti gli equipaggiamenti per l’installazione del Jacket, del Deck e del varo delle sealine;


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Fig. 39: Tipico pontone di installazione

Fig. 40: Immagini del pontone di installazione della piattaforma (crane-barge)

• l’insieme di mezzi navali di assistenza al mezzo di installazione della piattaforma /

mezzo posa-tubi (spread), costituiti da: o 1 o 2 rimorchiatori salpa ancore per consentire di salpare e movimentare le

ancore del pontone durante l’avanzamento del mezzo;


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Fig. 41: Tipico di rimorchiatore salpa-ancore

o una bettolina per il trasporto della piattaforma dal cantiere di costruzione e dei

tubi e 1 o 2 eventuali supply vessel per il trasporto materiale di supporto (pipe carriers);

Fig. 42: Tipico di bettolina

o 1 o 2 mezzi per la movimentazione del personale (crew boat)


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Fig. 43: Tipico di mezzo per la movimentazione del personale

o “R.O.V.” (Remote Operated Vehicle) che provvede all’esecuzione delle ispezioni

subacquee prima, durante e dopo le operazioni in installazione / posa della condotta, dotato di telecamere, sonar e strumentazione per indagini subacquee

Fig. 44: Tipico di R.O.V.


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7.4 Tempi di realizzazione

Con riferimento alle fasi di installazione della piattaforma descritte ai precedenti paragrafi, nella tabella seguente si fornisce una stima dei tempi previsti per l’esecuzione delle principali fasi costruttive.

Operazione Giorni parziali Giorni progressivi

Installazione del Jacket 30 30

Installazione del Deck 15 45

Totale progetto di installazione della piattaforma (giorni) 45

Tabella 22: Programma tempi per l’installazione della piattaforma

Con riferimento alle fasi di posa della condotta descritta ai precedenti paragrafi, si fornisce una stima dei tempi previsti per l’esecuzione delle principali fasi costruttive.

Operazione Giorni parziali

Giorni progressivi

Varo della condotta in mare (varo convenzionale) 10 10

Installazione della nuova risalita verticale (riser) sulla piattaforma Brenda

6 16

Esecuzione del collegamento sul fondo marino, tramite un tronchetto, fra linea e tratto verticale (riser) installato sulla piattaforma Brenda

5 21

Esecuzione del collegamento sul fondo marino, tramite un tronchetto, fra linea e tratto verticale (riser) installato sulla piattaforma Bianca e Luisella

5 26

Operazioni di pre-avviamento e collaudo finale della condotta 4 30

Totale progetto di posa della condotta (giorni) 30

Tabella 23: Programma tempi per la realizzazione e posa della condotta

Prima dell’inizio delle operazioni in mare, la sequenza sopra illustrata potrà essere ottimizzata a cura del proponente.


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7.5 Fase di installazione della piattaforma: stima delle interferenze sull’ambiente

Nel seguito verranno individuate le principali interferenze sull’ambiente durante la fase di installazione della piattaforma.

7.5.1 Emissioni inquinanti in atmosfera

Durante la fase di installazione della piattaforma, le emissioni in atmosfera potranno essere generate principalmente dagli impianti di generazione di potenza installati sul pontone (“crane-barge”) e dai motori dei mezzi navali di supporto, quali rimorchiatore salpa-ancore, rimorchiatore, supply vessel, etc, Si stima che all’insieme di tali impianti corrisponda una potenza totale pari a 16.700 HP a cui viene attribuita una portata totale del gas di scarico pari a 130.000 m3/h ad una temperatura di 450 °C.

La durata della permanenza prevista dei mezzi nell’area interessata dall’installazione della piattaforma è indicata nel paragrafo precedente.

Nel seguito è riportata la stima delle emissioni in atmosfera per la fase di installazione della piattaforma.

Tipo di emissione Unità di misura

Sorgente dell’emissione

Insieme degli impianti di generazione di potenza 16700 HP totali

Portata totale gas di scarico m3/h 130000

Temperatura scarico °C 450

Idrocarburi incombusti portata g/h 800

concentrazione mg/Nm3 16

Monossido di carbonio portata g/h 44000


Ossidi di Azoto portata g/h 80000


Anidride solforosa portata g/h 13000


Polveri - PST portata g/h 3000


Tabella 24: Stima delle emissioni in atmosfera per la fase di installazione della piattaforma


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7.5.2 Scarichi idrici

Durante la fase di installazione della piattaforma gli unici scarichi idrici sono rappresentati dalle immissioni dirette di nutrienti e di sostanza organica contenuti negli scarichi di reflui civili da parte dei mezzi navali di supporto alle operazioni e dalle acque di sentina.

I reflui civili (scarichi w.c., lavandini, docce, cambusa) vengono trattati per mezzo di impianti omologati prima di essere scaricati in mare.

La gestione dei reflui di sentina nel pontone di installazione della piattaforma (crane-barge) e di posa della condotta (lay-barge) prevede che le acque vengano trattate mediante l’impiego di un’unità di separazione acqua/olio progettata e realizzata in accordo alle norme internazionali IMO e idonea per l’identificazione e separazione del contenuto di idrocarburi nelle acque al fine di raggiungere valori non superiori a 15ppm.

In particolare lo scarico delle acque reflue in mare potrà avvenire solamente in accordo alle normative MARPOL EIA e pertanto con contenuti di idrocarburi <15ppm.

Le acque reflue con contenuto di idrocarburi superiore a 15ppm saranno raccolte in appositi serbatoi di deposito per il trasporto a terra e successivo smaltimento in strutture adeguate.

I reflui di sentina dei mezzi navali secondari di assistenza al pontone di installazione/posa tra cui i rimorchiatori salpa ancore ed i mezzi per la movimentazione del personale (crew boat) saranno invece raccolti e conferiti a terra per successivo smaltimento in accordo alle normative vigenti. Va inoltre segnalato che tutti i mezzi navali che verranno utilizzati posseggono idoneo certificato internazionale per la prevenzione dell’inquinamento da olio minerale (IOPP) e sono muniti di tenute meccaniche che impediscono qualsiasi fuoriuscita di acque oleose di sentina per cui la perdita fisiologica di idrocarburi si deve considerare nulla.

7.5.3 Produzione di rifiuti

Durante la fase di installazione della piattaforma i rifiuti prodotti saranno costituiti principalmente da:

• rifiuti di tipo solido urbano (latte, cartoni, legno, stracci etc.). • scarti di lavorazione (e.g. sfridi metallici).

Tali rifiuti saranno trasportati a terra e smaltiti in impianti autorizzati.

7.5.4 Produzione di rumore e vibrazioni

Durante la fase di installazione della piattaforma, le principali emissioni sonore saranno connesse principalmente all’attività di palificazione (piling) per l’installazione della sovrastruttura (jacket) e all’impiego di mezzi navali e di attrezzature di sollevamento (gru) di supporto alle attività (posizionamento del jacket e del deck).

Ulteriori emissioni sonore sono dovute al movimento delle navi che trasportano i materiali necessari dal porto all’area di progetto.

Durante la fase di installazione della sottostruttura (jacket), che prevede l’infissione dei pali nel fondale marino all’interno degli sleeves mediante un battipalo subacqueo, si possono produrre vibrazioni sul fondale solamente durante la breve durata di questa attività.

Si precisa comunque che le attività verranno svolte in mare aperto, a circa 24,5 km dalla costa marchigiana, lontana quindi da recettori sensibili.


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7.6 Fase di posa e varo delle condotte: stima delle interferenze sull’ambiente

Nel seguito verranno individuate le principali interferenze sull’ambiente durante la fase di installazione delle condotte.

7.6.1 Emissioni di inquinanti in atmosfera

L'insieme dei mezzi navali impiegati per la posa e il varo delle condotte è assimilabile a quello associato alle fasi di installazione della piattaforma. Le differenze riguardano le potenze impiegate, generalmente inferiori, e la posizione del punto di emissione che, nel caso del sealine, è in movimento lungo il tracciato. Cautelativamente, per la stima delle emissioni si può fare riferimento ai dati già riportati per le fasi di installazione della piattaforma La durata prevista per le operazioni di posa delle sealine è indicata nel paragrafo precedente.

7.6.2 Scarichi idrici

La gestione degli scarichi idrici per la fase di posa della condotta è la medesima già illustrata per le fasi di installazione della piattaforma al paragrafo 7.5.2.

7.6.3 Produzione di rifiuti

Durante la fase di posa e varo della condotta i rifiuti prodotti saranno costituiti principalmente da:

• rifiuti di tipo solido urbano (latte, cartoni, legno, stracci etc.); • rifiuti inerenti le attività di saldatura della condotta (materiali di consumo elettrodi e

residui di saldatura).

Tali rifiuti saranno trasportati a terra e smaltiti in impianti autorizzati.

7.6.4 Produzione di rumore e vibrazioni

Durante la posa e il varo della condotta, la generazione di rumore sarà dovuta sostanzialmente ai macchinari e ai motori del mezzo posa-tubi (lay barge) e dei rimorchiatori utilizzati per direzionarlo.

Ulteriori emissioni sonore sono dovute al movimento delle navi che trasportano i materiali necessari dal porto all’area di progetto.

Si precisa comunque che le attività verranno svolte in mare aperto, a circa 24,5 km dalla costa marchigiana, lontana quindi da recettori sensibili.

8 DECOMMISSIONING

In questo capitolo vengono descritte le varie fasi delle attività da eseguire alla fine della vita produttiva dell’asset con riferimento rispettivamente ai pozzi di produzione e alle strutture e condotte.

8.1 Operazione di chiusura mineraria dei pozzi

Al termine della vita mineraria del giacimento, si procederà alla completa chiusura dei pozzi in progetto.


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Questa operazione verrà realizzata tramite una serie di tappi di cemento in grado di garantire un completo isolamento dei livelli produttivi, ripristinando nel sottosuolo le condizioni idrauliche precedenti l'esecuzione dei pozzi. Scopo di quest’attività è evitare la fuoriuscita in superficie di fluidi di strato e garantire l’isolamento dei diversi strati, ripristinando le chiusure formazionali.

La chiusura mineraria è la sequenza di operazioni che permette di abbandonare il pozzo in condizioni di sicurezza. Tali attività sono comunque sottoposte alla autorizzazione dell’ente minerario competente (UNMIG).

Fig. 45: esempio di profilo di chiusura mineraria

La chiusura mineraria, realizzata mediante l’utilizzo dell’impianto di perforazione include la realizzazione e l'uso combinato di:

Tappi di Cemento: isolano le pressioni al di sotto di essi, annullando l'effetto del carico idrostatico dei fluidi sovrastanti. Una volta calata la batteria di aste fino alla prevista quota inferiore del tappo si procede con l’esecuzione dei tappi di cemento pompando e spiazzando in pozzo, attraverso le aste di perforazione, una malta cementizia di volume pari al tratto di foro da chiudere. Ultimato lo spiazzamento si estrae dal pozzo la batteria di aste;


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Squeeze di Cemento: operazione di iniezione di fluido in pressione verso una

zona specifica del pozzo. Nelle chiusure minerarie gli squeeze di malta cementizia vengono eseguiti per mezzo di opportuni "cement retainer" con lo scopo di chiudere gli strati precedentemente aperti tramite perforazioni del casing;

Bridge-Plug - Cement Retainer: i bridge plug (tappi ponte) sono tappi meccanici che vengono calati in pozzo e fissati contro la colonna di rivestimento. Gli elementi principali del bridge plug sono i cunei, che servono per ancorare l'attrezzo contro la parete della colonna, e la gomma (packer), che espandendosi contro la colonna isola la zona sottostante da quella superiore. Alcuni tipi di bridge plug detti "cement retainer” sono provvisti di un foro di comunicazione fra la parte superiore e quella inferiore con valvola di non ritorno, in modo da permettere di pompare la malta cementizia al di sotto di essi.

Fluido di Perforazione: le sezioni di foro libere (fra un tappo e l'altro) vengono mantenute piene di fluido di perforazione a densità opportuna, in modo tale da controllare le pressioni al di sopra dei tappi di cemento e dei bridge plug.

Il numero e la posizione dei tappi di cemento e dei bridge plug nelle chiusure minerarie dipendono dalla profondità raggiunta dal pozzo, dal tipo e profondità delle colonne di rivestimento e dai risultati minerari e geologici del sondaggio.

Il programma di dettaglio di chiusura mineraria sottoposto alle autorità competenti per approvazione.

8.1.1 Taglio delle colonne a fondo mare

Dopo l’esecuzione del tappo di cemento detto di superficie (in realtà al di sotto del fondo mare) si provvede al taglio delle colonne di superficie al di sotto della superficie di fondo mare. Terminata questa operazione si procede alla rimozione della sovrastruttura che viene caricata su bettolina e portata a terra. I tubi guida ed i pali di fondazione vengono quindi tagliati a fondo mare in modo che non rimanga nessun corpo estraneo sporgente dal fondo.

Nel caso in cui, per ragioni tecniche, non sia possibile cementare le colonne fino a fondo mare, la chiusura mineraria deve prevedere il taglio ed il recupero di almeno una parte delle colonne non cementate.


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Fig. 46: schema di massima della chiusura mineraria per il progetto

8.1.2 Tempi di chiusura mineraria

Nella seguente tabella seguente sono indicati i tempi complessivi previsti per la chiusura mineraria di tutti i pozzi della piattaforma.

POZZI

Chiusura

mineraria

(giorni)

Mob Jack-up Drilling

Unit

7

BIANCA 3 DIR 13

BIANCA 4 DIR 13


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BIANCA 5 DIR 13

LUISELLA 2 DIR 13

LUISELLA 3 DIR 13

LUISELLA 4 DIR 13

LUISELLA 5 DIR 13

LUISELLA 6 DIR 13

Demob Jack-up

Drilling Unit

4

TOTALE 115

Tabella 25: - Stima Tempi chiusura mineraria

8.2 Decommissioning delle strutture di produzione e delle condotte

Il presente paragrafo descrive le modalità operative per rimuovere la piattaforma al termine della vita produttiva.

Le tecniche descritte si riferiscono alle tecnologie ad oggi disponibili, anche se non è escluso che al momento effettivo della rimozione della piattaforma lo stato dell'arte e le tecnologie, soprattutto per quanto riguarda alcune attrezzature speciali subacquee, potranno essere ulteriormente evoluti. I principi fondamentali ed i criteri generali indicati nel seguito resteranno comunque invariati.

È opportuno precisare che, sebbene si descriva espressamente il decommissioning della piattaforma in oggetto, la rimozione di una piattaforma si inserisce solitamente nel contesto più ampio di una "campagna di rimozione" di più piattaforme che abbiano terminato la loro vita produttiva. Ciò è dovuto essenzialmente al fatto che l'impegno dei mezzi navali e tutta la catena delle operazioni di smantellamento, trasporto, rottamazione e smaltimento dei materiali, comporta un notevole sforzo economico e gestionale che può trovare un beneficio se affrontato per un numero maggiore di piattaforme.

Le operazioni riguardanti il decommissioning della piattaforma potranno avere inizio solo in seguito alla chiusura mineraria dei pozzi.

Come anticipato, gli unici elementi strutturali di connessione della piattaforma al terreno sono rappresentati dai pali di fondazione e dai tubi guida dei pozzi, tutti elementi tubolari in acciaio infissi nel fondale per diverse decine di metri. Dal punto di vista del risultato finale si precisa che per "completa rimozione della piattaforma" si intende il taglio e l'asportazione totale di tutte le strutture esistenti fuori e dentro l'acqua, fino alla profondità di un metro sotto il fondale marino.

La parte rimanente dei pali e dei tubi guida infissa nel fondale resterà in loco e potrà comunque essere rilevata con speciali strumenti magnetici od ultrasonici.


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8.2.1 Attività Preliminari

Prima di procedere alle operazioni vere e proprie di rimozione della piattaforma vengono svolte a bordo di questa una serie di attività preliminari atte ad evitare qualsiasi pericolo di inquinamento del mare nelle fasi successive.

Il primo accorgimento sarà quello di asportare, con mezzi navali idonei al trasporto, i liquidi eventualmente ancora presenti a bordo, prodotti di processo oppure necessari al processo stesso, che potenzialmente potrebbero essere inquinanti (glicole, olio, prodotti della separazione, drenaggi di piattaforma).

Questi verranno smaltiti a terra secondo le normali procedure.

Una volta eliminati i liquidi, si procederà ad isolare le diverse unità di impianto, quali serbatoi e tubazioni, mediante sigillatura delle estremità delle tubazioni.

Le tecniche sono di diverso tipo e vanno dalla ciecatura delle linee per mezzo di tappi meccanici all’iniezione di schiume che solidificandosi creano un tappo all'interno delle tubazioni stesse.

Terminate queste attività preliminari si procederà con le vere e proprie operazioni di taglio e rimozione della piattaforma.

8.2.2 Taglio e Rimozione della Piattaforma

I mezzi navali che si impiegano per le operazioni sono solitamente dello stesso genere di quelli usati per le operazioni di installazione, ossia pontoni dotati di gru di notevole capacità.

Possono tuttavia essere impiegati anche mezzi di capacità inferiore procedendo per fasi successive sezionando la piattaforma in un numero maggiore di pezzi.

La rimozione del deck in un unico pezzo consente di ridurre il tempo delle operazioni in mare, nonostante possa comportare disagi nella fase di scarico del pezzo sulla banchina a terra dove si richiede una gru di notevoli dimensioni.

Al contrario, l'impiego a mare di pontoni di capacità e potenza inferiore comporta un numero maggiore di sezionamenti della piattaforma ma consente un trasporto per mare più agevole ed un minor lavoro per le operazioni di rottamazione a terra.

Dal punto di vista macroscopico le operazioni di rimozione della piattaforma si dividono in due fasi principali:

• rimozione del Deck

• rimozione del Jacket


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Fig. 47: Sollevamento di un Deck

Fig. 48: Sollevamento completo di un Jacket

8.2.3 Rimozione della Sovra-Struttura (Deck)


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Nel caso di impiego di un pontone della stessa taglia di quelli solitamente impiegati per l'installazione a mare della piattaforma caratterizzati da una capacità di sollevamento superiore alle 500 t ma da elevatissimi costi giornalieri, è preferibile disconnettere il deck dalla struttura a livello della base delle colonne e procedere al sollevamento completo della struttura con un'operazione simile a quella eseguita per il montaggio a mare.

In tal caso la struttura è in grado di essere sollevata senza la necessità di rinforzi strutturali.

I tagli vengono di solito eseguiti con cannello ossiacetilenico dopo aver comunque applicato delle clampe di rinforzo provvisorie per ripristinare la continuità delle colonne fino al momento finale del sollevamento del deck e per mettere in sicurezza le strutture da tagliare.

Una volta sollevato il deck viene depositato su di una bettolina trainata da un rimorchiatore, adeguatamente rizzato per metterlo in sicurezza e quindi trasportato a terra.

Diversamente, nel caso di impiego di un pontone con più limitate capacità di sollevamento è da prevedersi una durata più lunga dei lavori a mare a causa del maggior numero di sezionamenti richiesti.

Le parti sezionate di volta in volta vengono agganciate e sollevate dalla gru per essere depositate sulla coperta della bettolina. In tal caso le singole parti di struttura dovranno essere verificate a sollevamento ed opportunamente rinforzate.

8.2.4 Rimozione della Sotto-Struttura (Jacket)

Come anticipato, la rimozione del jacket viene eseguita fino ad ottenere la completa pulizia del fondale marino fino alla profondità di un metro nel terreno.

Il criterio generale in termini di numero di sollevamenti richiesti in relazione alla taglia del pontone e la sequenza delle operazioni sono simili a quelli descritti per il deck, ovvero esecuzione di tagli preliminari con messa in sicurezza mediante clampe bullonate e successivo sollevamento delle strutture con una gru. Le modalità operative sono invece notevolmente differenti sia per l'ambiente in cui si deve operare sia per le attrezzature impiegate.

Per quanto riguarda la tecnica di immersione si fa notare che dovendo lavorare in profondità elevate, verranno impiegati dei sommozzatori in saturazione, ossia operanti con l'ausilio di camera iperbarica posta sulla nave appoggio e di campana di immersione che trasporta i sommozzatori dalla camera alla profondità di lavoro mantenendoli alla pressione costante.

Per quanto riguarda l'attrezzatura impiegata per eseguire i tagli, benché le tecnologie attuali offrano svariate possibilità (taglio del palo dal suo stesso interno mediante fresatrice calata dalla sommità, taglio con idrogetto ad altissima pressione ecc.), la tecnica attualmente più impiegata è quella del taglio con cavo diamantato.

La macchina è composta da due parti collegate fra di loro, una delle quali può muoversi ruotando sull'altra. Il corpo inferiore della macchina viene fissato sul tubo da tagliare (esempio palo oppure tubo guida) mentre la parte superiore è costituita da una serie di pulegge che sostengono un cavo flessibile diamantato che lavora come una cinghia di trasmissione. La potenza per mettere in rotazione le pulegge e di conseguenza il cavo diamantato è di tipo idraulico ed è fornita da un motore posto sul mezzo navale di appoggio. Un ombelicale collega la macchina da taglio al suddetto e trasporta il fluido in pressione evitando ogni potenziale spargimento del fluido in mare. Il tubo viene quindi tagliato dal progressivo movimento del cavo diamantato.


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Fig. 49: Fresatrice per Taglio dall'interno


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Fig. 50: Taglio con Macchina a Cavo Diamantato


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Per ogni tubo la durata dell'operazione è di qualche ora, in relazione alle caratteristiche meccaniche dell'acciaio da tagliare.

Come già accennato ed illustrato nella figura precedente, al fine di ottenere il taglio alla quota di un metro sotto il fondo mare, viene preventivamente scavata una piccola fossa attorno all'elemento da tagliare, all'interno della quale viene posta la macchina di taglio. Dopo la rimozione della piattaforma la fossa si ricoprirà in maniera naturale nel giro di pochi giorni per l'azione delle correnti.

Queste attività non richiedono la presenza in mare di un pontone con gru e di una bettolina, il cui intervento è richiesto solo al momento dell'operazione di sollevamento. L'unico mezzo navale necessario per le suddette operazioni è quello di appoggio dei sommozzatori dotato, vista la profondità del mare sul sito, dell'impianto di saturazione.

Le procedure di taglio e la sequenza delle operazioni costituiscono l'oggetto di un vero e proprio progetto comprensivo anche di calcoli strutturali, atti ad assicurare in ogni momento la sicurezza statica delle strutture. Lo stesso vale per le procedure di sollevamento, rizzaggio sulla bettolina e trasporto.

8.2.5 Demolizione sulla Banchina

Una volta trasportati fino alla banchina i pezzi di piattaforma rimossi saranno scaricati a terra ed affidati ad un’impresa specializzata di rottamazione che provvederà ad eseguire la demolizione fino a ridurre i materiali alle dimensioni di rottami. Tutti i materiali ferrosi puliti verranno trasportati alle fonderie, mentre quelli potenzialmente inquinati verranno affidati ad imprese idonee a trattare i rifiuti speciali. I materiali non ferrosi (ad esempio cemento, pareti coibentate con lana di roccia, vetri, legno ecc.) verranno avviati a smaltimento secondo la normativa vigente.

Fig. 51: Trasporto delle Strutture Rimosse


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8.2.6 Decomissioning Condotte Al termine del suo utilizzo, le condotte vengono bonificate e allagate. Al termine di queste operazioni, si procede con la disconnessione delle linee in corrispondenza delle estremità: i sommozzatori procedono con il taglio delle linee con l’utilizzo di un opportuno sistema di taglio e successivamente si procede con la stabilizzazione delle linee eseguita attraverso l’installazione di un tappo o sistema equivalente posto sul capo delle condotte. La parte terminale della condotta viene poi interrata o alternativamente coperta con un materasso in cemento. Tale operazione si rende necessaria per abbandonare la linea in condizioni di sicurezza e evitare che possa interferire con altre attività marine quali ad esempio la pesca. Ogni possibile ostacolo legato all’abbandono delle condotte sarà rimosso o interrato (valvole sottomarine, ancoraggi, etc.).

8.2.7 Stima emissioni in atmosfera durante la fase di rimozione della piattaforma

È stato considerato l'insieme degli impianti di generazione di potenza installati sul pontone di rimozione e dei motori dei mezzi navali di supporto, rimorchiatore salpa ancore, rimorchiatore, supply vessel, etc, per una potenza totale pari a 16.700 HP a cui viene attribuita una portata totale del gas di scarico pari a 130.000 m3/h a una temperatura di 450 °C.

La permanenza prevista sul sito durante la rimozione è di circa 15 giorni.

Nel seguito è riportata la stima delle emissioni in atmosfera per la fase di rimozione.

Tipo di emissione Unità di misura

Sorgente dell’emissione

Insieme degli impianti di generazione di potenza 16700 HP totali

Portata totale gas di scarico m3/h 130000

Temperatura scarico °C 450

Indrocarburi incombusti portata g/h 800


Monossido di carbonio portata g/h 44000


Ossidi di Azoto portata g/h 80000


Anidride solforosa portata g/h 13000


Polveri - PST portata g/h 3000


Tabella 26 Emissioni in atmosfera per la fase di rimozione della piattaforma


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9 SISTEMI PER GLI INTERVENTI DI EMERGENZA

Per emergenza si intende qualsiasi evento imprevisto e/o accidentale, che alteri il normale andamento lavorativo, che rappresenti un pericolo per le persone, per l’ambiente o per i beni aziendali e a cui si debba far fronte con risorse, mezzi ed attrezzature dell’installazione e, se necessario, con il supporto di terzi.

Pur adottando precauzioni impiantistiche e gestionali mirate ad assicurare lo svolgimento delle attività sicuro e scevro di rischi non è possibile escludere l'evenienza di situazioni di emergenza.

Eventuali emergenze devono essere correttamente gestite in maniera da evitare una serie di conseguenze per le persone, per gli impianti e per l’ambiente.

Le passate esperienze hanno dimostrato che per la pronta soluzione dell'emergenza i seguenti fattori sono spesso determinanti:

• disponibilità di piani organizzativi; • rapidità dell'intervento; • specializzazione del personale coinvolto; • reperibilità delle informazioni su disponibilità di materiali e persone; • disponibilità di guide e raccomandazioni sulle azioni da intraprendere; • comunicazioni rapide tra le persone coinvolte. • esercitazioni di emergenza periodiche

Per far fronte a queste necessità e con l’obiettivo di assicurare la corretta informazione su situazioni critiche e la conseguente attivazione di persone e mezzi necessari per organizzare, efficacemente e il più velocemente possibile, l’intervento appropriato, eni s.p.a. divisione e&p ha redatto i seguenti documenti applicabili al progetto oggetto del presente studio:

• Piano di Emergenza Generale HSE; • Piano di Emergenza Ambientale off-shore.

L'attivazione del Piano di emergenza per eni s.pa. divisione e&p comporta il coinvolgimento di risorse interne ed esterne all'azienda che concorrono, con diversi ruoli alla risoluzione dell'emergenza.

In considerazione delle diverse tipologie di attività e dei potenziali scenari (terra e mare) esaminati nel piano di emergenza, sono stati definiti i ruoli, i canali informativi e le varie figure aziendali coinvolte nella risoluzione dell'emergenza.

9.1 Piano di Emergenza

Il Piano di Emergenza adottato da eni s.p.a. divisione eni e&p si propone: • la tutela dell’incolumità pubblica, della salute e della sicurezza dei lavoratori e delle

comunità locali; • la salvaguardia e la protezione dell’ambiente; • i principi e i valori della sostenibilità ambientale; • il miglioramento continuo della qualità nei processi, servizi e prodotti delle proprie

attività e operazioni; • di assicurare la corretta e rapida informazione su situazioni critiche; • di attivare risorse e mezzi al fine di organizzare efficacemente, in tempi brevi,

l’intervento.

Tale Piano è articolato su quattro livelli differenziati in base alla criticità delle situazioni, che a seconda dei casi prevedono un diverso coinvolgimento della Company (eni s.p.a. divisione eni e&p). L’attivazione del Piano di Emergenza scatta immediatamente dopo la constatazione dell’incidente.


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Nello specifico, il Distretto Centro Settentrionale (DICS) di eni e&p ha redatto un proprio Piano di Emergenza Generale HSE DICS applicabile, in caso di emergenza, a tutte le attività on-shore e off-shore svolte nell’area di competenza del DICS.

Il Piano di Emergenza Generale HSE DICS, al fine di assicurare una corretta informazione su situazioni critiche in modo da attivare persone e mezzi necessari per organizzare l'intervento appropriato, riducendo al massimo il pericolo per le vite umane, per l'ambiente e per i beni della proprietà, codifica tre diversi livelli di gestione dell'emergenza, definiti in funzione del coinvolgimento del personale esterno all'installazione. In particolare, i tre livelli codificati sono cosi identificabili:

• Livello 1: È un’emergenza che può essere gestita dal personale del Sito con i mezzi in dotazione e con l’eventuale assistenza di Contrattisti locali e non ha impatto sull’esterno;

• Livello 2: È un’emergenza che il personale del Sito, con i mezzi in dotazione non è in grado di fronteggiare e pertanto necessita del supporto della struttura organizzativa DICS e se necessario della collaborazione di altre risorse della Divisione (Distretto Meridionale, EniMed). Ha potenziale impatto sull’esterno e può evolvere in un 3° Livello;

• Livello 3: Emergenza, che per essere gestita, necessita del supporto tecnico della Sede di San Donato (Emergency Response Coordinator) e/o di risorse esterne specializzate (o altre Compagnie). L’Emergency Response Manager richiede l’attivazione della Prefettura o di Autorità Nazionali. Ha impatto sull’esterno.

• CRISI: evento la cui risoluzione può essere prolungata nel tempo e che ha la potenzialità di determinare gravi ripercussioni sull’integrità dell’azienda e comprometterne l’immagine e la reputazione. Viene gestita dal Comitato di Crisi eni.

In allegato al Piano di Emergenza, sono riportati i diagrammi di flusso in cui sono rappresentati i criteri generali di gestione dell’emergenza in termini di figure coinvolte e ruolo di emergenza, relativamente agli scenari individuati.

9.2 Piano di Emergenza Ambientale Offshore

eni divisione e&p, per affrontare eventuali perdite accidentali in mare, si è dotata di un’apposita procedura che fa parte del Sistema di Gestione Integrato (SGI), denominata “Piano di Emergenza Ambientale Offshore”. La parte ambientale del SGI è stata sviluppata in conformità ai requisiti previsti dalle norme ISO 14001:2004, mentre la parte sicurezza in conformità ai requisiti previsti dalla norma OHSAS 18001:2007.

Nel suddetto Piano sono definiti i ruoli, le responsabilità, le competenze e le azioni operative da intraprendere in funzione dei diversi livelli di emergenza.

In DICS, in coerenza con tale Piano, referente delle attività dei mezzi marini (AERM) ha la responsabilità di mobilitare, in accordo con RI “Responsabile Intervento” le risorse del Servizio di risposta Antinquinamento Marino, rese disponibili da parte dell’Appaltatore a cui è demandata l’esecuzione dei servizi antinquinamento marino.

Infatti eni e&p, per garantire la pronta risposta in caso di sversamenti a mare si è dotata di un servizio a chiamata di pronto intervento antinquinamento, con personale in grado di intervenire, con mezzi ed attrezzature, entro 4 ore dalla chiamata e con personale reperibile 24h/24 e 7 giorni su 7.

Inoltre, in ottemperanza a quanto previsto dalla normativa - Decreto Ministeriale del 20/05/1982 “Norme di esecuzione del DPR 24 maggio 1979, n. 886, concernente le attività di prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi nel mare – sono state attrezzate basi operative portuali a terra ove sono disponibili le dotazioni necessarie ad assicurare l'immediato ed efficace intervento.


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Si riporta l’elenco tipo delle dotazioni presenti presso le basi operative, il cui numero viene adeguato in relazione alle esigenze di ciascuna base:

• Kit antinquinamento contenenti ciascuno sacchetti di materiale assorbente, barriere assorbenti, cuscini assorbenti, fogli assorbenti, contenitori per i rifiuti;

• panne galleggianti di tipo pneumatico, corredate di tutti gli accessori necessari; • Skimmer a tramazzo completo di galleggianti; • fusti di prodotto disperdente (Bioversal HC), autorizzato da MATTM.

Tali dotazioni sono movimentate e gestite, in caso di intervento, mediante l’uso di mezzi navali Supply Vessel dedicati quotidianamente allo svolgimento dell’attività operativa off-shore; inoltre, i mezzi navali in appoggio durante le attività di perforazione sono dotati di almeno n° 20 fusti di disperdente (Bioversal HC) con attrezzature per lo spandimento.

9.3 Esercitazioni di Emergenza

Al fine di migliorare l’efficacia e l’efficienza nelle risposte alle emergenze, vengono effettuate periodicamente delle esercitazioni di emergenza sugli impianti, in conformità ai dettami di legge, aventi tematiche di salute, sicurezza e ambiente.

Tali esercitazioni, a scadenza programmata, vengono pianificate all’inizio di ogni anno dalla struttura HSE di eni e&p/DICS. Le esercitazioni vengono condotte in accordo con la procedura Esercitazioni di emergenza

HSE e consistono in esercitazioni di tipo operativo (prove di comunicazione e descrizione dell’intervento richiesto, uscita in mare dei mezzi navali che hanno caricato le attrezzature, spiegamento completo di queste e simulazione di intervento).


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10 DOCUMENTI DI RIFERIMENTO

Allegato 1 - Carta nautica rotta sealine

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